SISTEMAS ELECTRÓNICOS DE MEDICIÓN DE FLUJO PARA HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA

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DOCUMENTO PRELIMINAR

SISTEMAS ELECTRÓNICOS DE MEDICIÓN DE

FLUJO PARA HIDROCARBUROS EN FASE

GASEOSA

(2)

HOJA DE APROBACIÓN

ELABORA:

_______________________________

ING. FERNANDO TAFFOYA TEJEDA

COORDINADOR DEL GRUPO DE TRABAJO

PROPONE:

_______________________________

ING. MARCOS RAMÍREZ SILVA

PRESIDENTE DEL SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE

PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA

APRUEBA:

_______________________________

ING. VICTOR RAGASOL BARBEY

PRESIDENTE SUPLENTE DEL COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS

MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

(3)

CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA

0. INTRODUCCIÓN. . . . 4

1. OBJETIVO. . . . . 6

2. ALCANCE. . . . 6

3. CAMPO DE APLICACIÓN. . . . . 6

4. ACTUALIZACIÓN. . . . 6

5. REFERENCIAS. . . . . 6

6. DEFINICIONES. . . . . 7

7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS. . . . 10

8. DESARROLLO. . . . . 13

8.1. Metrología Legal. . . . . 13

8.2. Procedimiento de Cálculo del Sistema Electrónico de Medición. . . . . 22

8.3. Especificaciones del Sistema Electrónico de Medición. . . . . 30

8.4. Pruebas y Verificaciones. . . . . 52

8.5. Servicios Asociados. . . . . 59

9. RESPONSABILIDADES. . . . . 62

10. CONCORDANCIA CON OTRAS NORMAS. . . . . 62

11. BIBLIOGRAFÍA. . . . . . . . . . 62

12. ANEXOS. . . . . . . 64

12.1. Anexo A.”Secuencias de cálculo para la medición de flujo másico, volumétrico y de energía”. . . . . . . . . . . . 64

12.2. Anexo B. “Medidores de desplazamiento tipo rotatorio o diafragma". . . . . 75

12.3. Anexo C. “Formatos de Especificaciones Complementarias del SEM". . 81

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0. INTRODUCCIÓN.

La apertura económica en materia de energía e hidrocarburos y la aplicación del concepto de medición fiscal en nuestro país, han propiciado la necesidad de medir con alta exactitud. Una forma de lograrlo es mediante la aplicación de la electrónica al campo de la medición de flujo, ya que de esta manera se aprovechan las ventajas de los adelantos tecnológicos y la innovación continua que se desarrolla en la ingeniería electrónica. Esta aplicación ha generado el concepto llamado Sistemas Electrónicos de Medición de flujo (SEM).

Es facultad de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios el desarrollo de la normatividad técnica que garantice la calidad de los equipos, materiales e instalaciones que constituyen el Sistema Electrónico de Medición (SEM) de flujo de hidrocarburos en fase gaseosa y productos relacionados, en estaciones de transferencia de custodia, a fin de que éste opere de manera eficiente, segura y con una mínima incertidumbre en la medición.

En esta Norma de Referencia se establecen las especificaciones que deben cumplir los dispositivos que constituyen al SEM; así mismo, de los equipos, accesorios y documentación necesarios para su correcta operación. Estas especificaciones son acordes a los actuales requerimientos metrológicos y fiscales que rigen dentro de nuestro país; a los adelantos tecnológicos que existen dentro del mercado; y a las necesidades de comunicación y de transferencia de información. La aplicación de esta Norma de Referencia permitirá estandarizar de manera paulatina los procedimientos y resultados de la medición de flujo que se llevan a cabo dentro de Petróleos Mexicanos y uniformizar los criterios de aplicación de los conceptos de medición fiscal y metrología legal que apliquen.

En la Figura 1 se muestra el esquema básico de un SEM, el cual debe estar constituido por los siguientes dispositivos:

Dispositivos secundarios.- Transmisor de temperatura, transmisor de presión diferencial y transmisor de presión manométrica (o transmisor multivariable) y cromatógrafo.

Dispositivo terciario.- Computador de flujo.

A fin de suministrar un SEM que cumpla con los requerimientos de exactitud e incertidumbres óptimos, es responsabilidad del proveedor, verificar y aplicar las condiciones de operación de la estación de medición correspondiente y de los procesos corriente aguas arriba y abajo, que pudiesen llegar a afectar dichas condiciones; así como correlacionar de manera efectiva los requerimientos y especificaciones que se establecen en esta Norma de Referencia y la correspondiente normatividad de diseño, construcción, mantenimiento y metrología legal aplicables.

Participaron en la elaboración de esta norma, las Direcciones de Petróleos Mexicanos, Instituciones, empresas y consultores técnicos, que se indican a continuación:

Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos Dirección Corporativa de Seguridad Industrial y Protección Ambiental PEMEX Gas y Petroquímica Básica.

PEMEX Exploración y Producción. PEMEX Refinación

PEMEX Petroquímica

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FIGURA 1. ESQUEMA BÁSICO DE UN SEM

DISPOSITIVOS SECUNDARIOS

DISPOSITIVOS PRIMARIOS DISPOSITIVOS TERCIARIOS

SECCION AGUAS ARRIBA SECCION AGUAS ABAJO

FLUJO

FT PT

TE TW AI

TT

= Transmisor de temperatura

TT

=Elemento de temperatura aguas abajo

TE

= Termopozo

TW

= Cromatógrafo de gases

AI

= Transmisor de flujo

FT

= Transmisor de presión

PT

* *

*

= Computador de flujo

*

* Elementos que integran un SEM

*

*

*

FE

= Elemento de Flujo: Placa de orificio, Turbina,

Ultrasónico, desplazamiento positivo

FE

= Interfase Hombre Máquina

FQI

FQI IHM

IHM

*

c

c

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1. OBJETIVO.

Establecer las especificaciones que deben cumplir los componentes que constituyen el Sistema Electrónico de Medición de flujo para hidrocarburos en fase gaseosa y productos relacionados en estaciones de transferencia de custodia.

2. ALCANCE

Contempla la normatividad y las especificaciones del Sistema Electrónico de Medición (SEM) en aquellas Estaciones de Transferencia de Custodia donde se requiera su utilización para la medición de Hidrocarburos en Fase Gaseosa y Productos Relacionados, y cuyo elemento primario de medición sea de los siguientes tipos: placa de orificio, turbina, ultrasónico o desplazamiento positivo (rotatorio o diafragma).

3. CAMPO DE APLICACION.

Esta Norma de Referencia es de aplicación general y de observancia obligatoria en la adquisición de los bienes y servicios de un SEM, que se lleven a cabo en los Centros de Trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios para Estaciones de Transferencia de Custodia de Hidrocarburos en Fase Gaseosa y Productos Relacionados, por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o adjudicación directa; como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.

4. ACTUALIZACION.

Esta Norma de Referencia se debe revisar y actualizar al menos 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 PGPB, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas, y en su caso, procederá a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, a inscribirla en el programa anual de Normalización de PEMEX.

Las propuestas y sugerencias deben dirigirse por escrito a: PEMEX Gas y Petroquímica Básica.

Subcomité Técnico de Normalización. Bahía de Ballenas # 5, Edificio "D", 9o Piso. Col. Verónica Anzures.

11311 México, D. F.

Teléfono directo: 55-45-20-35.

Conmutador: 57-22-25-00, Extensión: 3-26-90 5. REFERENCIAS

5.1. NOM-001-SECRE-2003. Calidad del Gas Natural.

5.2. NOM-001-SEDE-1999. Instalaciones Eléctricas (utilización)

5.3. NOM-022-STPS-1999. Electricidad Estática en Centros de Trabajo-Condiciones de Seguridad e Higiene.

5.4. NOM-008-SCFI-2002. Sistema general de unidades de medida

5.5. NMX-Z-055-1996-IMNC. Metrología-Vocabulario de términos fundamentales y generales.

5.6. NMX-EC-17025-IMNC-2000. Requisitos generales para la competencia (técnica) de los laboratorios de pruebas (ensayos) y de calibración

5.7. NMX-CH-077-1986. Materiales de referencia - Análisis de gases-Mezclas de gases de calibración – Certificado de preparación de mezclas.

5.8. NMX-CH-140-IMNC-2002. Guía para la expresión de incertidumbre de las mediciones.

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5.9. NRF-010-PEMEX-2001. Espaciamientos mínimos y criterios para la distribución de instalaciones industriales en centros de trabajos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

5.10. NRF-036-PEMEX-2003 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico.

5.11. NRF-046-PEMEX-2003 Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y control. 5.12. NRF-048-PEMEX-2002 Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales.

5.13. NRF-049-PEMEX-2002. Recepción de bienes y servicios en PEMEX. 6. DEFINICIONES

6.1. Acelerador de muestra (Fast loop). Arreglo mecánico del tubing instalado en el sistema de muestreo, para aumentar la velocidad de flujo y asegurar tiempos de retardo mínimos en el sistema.

6.2. Ajuste (de un instrumento de medición). Operación destinada a llevar a un instrumento de medición a un estado de funcionamiento preestablecido para su uso.

6.3. Cálculo en sitio. Se define como la realización del cálculo de flujo en el sitio de medición, utilizando actualizaciones continuas de las variables de flujo.

6.4. Cálculo fuera de sitio. Son aquellos que se realizan en una localidad diferente al punto de medición, donde no es posible actualizar continuamente la información de las variables de flujo.

6.5. Calibración. Conjunto de operaciones que tiene por finalidad determinar los errores de un instrumento para medir y, de ser necesario, otras características metrológicas, con respecto a un patrón de referencia. 6.6. Computador de flujo. Equipo electrónico de cómputo, de tipo industrial, dedicado al cálculo y totalización de flujo que pasa por un punto de medición, definido previamente. Adicionalmente, puede realizar tareas de control, monitoreo y almacenamiento de datos relacionados al control administrativo de una estación de medición.

6.7. Corte por bajo flujo. Valor del flujo por debajo del cual no se efectúa el cálculo de volumen en el computador de flujo.

6.8. Cromatograma. Representación grafica del análisis realizado, donde se indican los componentes presentes en el análisis, el tiempo de elusión (separación) de cada uno y el área que representa el porcentaje presente de cada componente en la muestra.

6.9. Desviación. Un valor menos su valor de referencia. Magnitud con la cual se aleja, un cierto valor, de aquél valor de referencia.

6.10. Dispositivo Primario de Medición. Elemento de medición en contacto con el medio físico, por medio del cual se obtiene una señal proporcional a la variable medida, la cual será acondicionada, leída y procesada por el dispositivo secundario de medición.

6.11. Dispositivos Secundarios de Medición. Instrumento que transforma la señal entregada por el dispositivo primario de medición, a una estándar proporcional que será la entrada del dispositivo terciario de medición. Los dispositivos secundarios utilizados en la medición de flujo, presión y temperatura son conocidos comercialmente como transmisores. Para fines de esta Norma de Referencia, se incluye como dispositivo secundario al analizador de composición de la mezcla o cromatógrafo.

6.12. Dispositivos Terciarios de Medición. Computador de flujo programado y configurado para monitorear, calcular y totalizar las razones de flujo de cantidades, dentro de los límites de exactitud determinados para cada aplicación específica. Los dispositivos terciarios de medición reciben, como datos de entrada, las señales o mediciones realizadas por los dispositivos primarios y secundarios de medición, entrega como resultado la

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medición final de transferencia de producto y almacena los datos relacionados al control administrativo de una estación de medición.

6.13. Estabilidad (de un instrumento o equipo de medición). Cualidad de un instrumento de medición para conservar sus características metrológicas durante el transcurso del tiempo.

6.14. Estación de Medición de Flujo. Instalación constituida por instrumentos, equipos (con o sin computadoras), tuberías, válvulas y accesorios, que en su conjunto miden, con un determinado nivel de exactitud, la razón de flujo de hidrocarburo en fase gaseosa que pasa a través de un ducto. Cada uno de los elementos que integran la Estación de Medición de Flujo tiene definida una funcionalidad específica, que en términos generales optimiza el desempeño de los elementos asociados. Una Estación de Medición de Flujo puede estar constituida por un Sistema Electrónico de Medición de Flujo y por accesorios y equipo mecánicos adicionales.

6.15. Estación de Transferencia de Custodia. Estación de medición de flujo donde se miden, calculan, totalizan y/o registran todas las variables de proceso relacionadas a la compra-venta o entrega-recepción de un fluido, con un óptimo nivel de exactitud y calidad del producto. Una Estación de Transferencia de Custodia generalmente esta constituida por un Sistema Electrónico de Medición de Flujo (Dispositivos primarios, secundarios y terciarios) y por todos aquellos equipos y/o accesorios no electrónicos (Válvulas, tubos de medición, acondicionadores de flujo, etc.) que son necesarios para su correcta operación y mantenimiento. 6.16. Exactitud. Proximidad entre el resultado de una medición y un valor convencionalmente verdadero del mensurando. El concepto de exactitud es cualitativo.

6.17. Exactitud de un instrumento de medición. Cualidad de un instrumento de medición para dar respuestas próximas a un valor convencionalmente verdadero. El concepto de exactitud es cualitativo.

6.18. Flujo de producto. Cantidad de producto por unidad de tiempo que fluye a través del punto de medición. Dependiendo de los requerimientos del contrato y de la naturaleza del medidor de flujo, se puede hacer referencia a flujo volumétrico, flujo másico o flujo de energía.

6.19. Hidrocarburos en fase gaseosa. Se refieren a la mezcla constituida por metano, etano, propano, butano e isobutano y concentraciones bajas en fase gas de pentanos, hexanos y pesados.

6.20. Hora contractual. Hora predeterminada dentro del contrato de la transferencia de custodia, la cual define el inicio y corte del periodo de medición.

6.21. Incertidumbre de medición. Parámetro asociado al resultado de una medición, que caracteriza la dispersión de los valores que podrían, razonablemente, ser atribuidos al mensurando.

6.22. Interfase. Conjunto de convenciones físicas y/o de programación, consideradas en el equipo electrónico, que controlan la interacción de dos equipos o procesos diferentes, tal como un computador y un módem.

6.23. Mapa de memoria. Relación de la lista de variables, constantes y datos en general que utiliza el computador de flujo para los algoritmos de cálculo y control, contenidos como registros en su memoria y que pueden ser leídos o escritos por un sistema superior, una IHM, u otro dispositivo, a través de los puertos de comunicación digitales dedicados.

6.24. Medición de transferencia de custodia. Se define como la medición que provee la información acerca de la cantidad y calidad del producto, utilizadas como base para el cambio de posesión y/o de la responsabilidad del mismo.

6.25. Medición Fiscal. Resultado de una medición, que se utiliza para definir de manera oficial la cantidad de producto transferido como resultado de una operación de compra venta. Estos valores oficiales de cantidades

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transferidas son utilizados para medir la eficiencia de un proceso y para definir el monto de los impuestos correspondientes por producción, comercialización y generación de utilidades de un proceso o actividad en específico.

6.26. Metrología Legal. Conjunto de terminologías, actividades y procedimientos previamente regulados por una ley o decreto, las cuales tienen por objetivo el establecer los principios o reglas que definen un proceso de medición claro, justo, objetivo y equitativo. En nuestro país, estos principios o reglas se encuentran descritos en la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y en el Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

6.27. Mensurando. Magnitud particular sujeta a medición.

6.28. Multivariable. Se refiere al dispositivo secundario de un SEM con capacidad de leer más de una variable de flujo al mismo tiempo y mandar las lecturas por medio de un canal de salida eléctrico, utilizando comunicación digital con algún protocolo de comunicación específico.

6.29. Parámetros constantes de flujo. Cualquier valor que afecta el cálculo de flujo; que no esta asociado a alguna propiedad o estado del flujo de gas y que no cambia con frecuencia.

6.30. Patrón. Medida materializada, instrumento 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 servir de referencia a otros instrumentos de medición.

6.31. Patrón Nacional. Patrón autorizado oficialmente por un país 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.

6.32. Productos relacionados. Productos obtenidos mediante procesos petroquímicos como componentes puros, a partir de hidrocarburos gaseosos básicos (etano, propano y butano).

6.33. Protocolos de comunicación. Conjunto formal de reglas convencionales que rigen el formato y la sincronización relativa al intercambio de mensajes de dos o más dispositivos en una red de comunicaciones. 6.34. Protocolo de prueba. Procedimiento donde se especifican las actividades detalladas de las pruebas a realizar a uno o varios equipos, incluyendo las pruebas predefinidas por el fabricante y las pruebas solicitadas por PEMEX.

6.35. 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 y sus servicios asociados cumplen con las tolerancias o requerimientos especificados.

6.36. 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.

6.37. Rastreabilidad. Cualidad de cualquier información, de que su contenido sea reconocido y correlacionado hacia otra información y/o equipos.

6.38. Registro de Control y Seguimiento del SEM. Es el constituido por el Registro de Transacción de Cantidad del Producto; el Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto; el Registro de Calidad del Producto; el Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición; el Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo; el Registro de Eventos y Alarmas y el Informe de Prueba del Equipo Electrónico de Medición. Su objetivo es documentar y sustentar la medición de flujo del SEM.

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6.39. 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.

6.40. Sistema Electrónico de Medición (SEM). Conjunto de instrumentos y equipo electrónico que tiene por función el determinar la cantidad de flujo que pasa a través de una Estación de Medición de Flujo. Como alcance de esta Norma de Referencia el SEM incluye un computador de flujo con las capacidades aquí especificadas para generar y resguardar la información necesaria para el control administrativo de la medición de flujo en la transferencia de custodia y adicionalmente cumplir con las funcionalidades de cálculo y comunicaciones establecidas. Estos instrumentos y equipos deben estar comunicados eléctricamente y la única forma en que interviene un operador es para iniciar o finalizar una operación determinada, o bien, para configurar los parámetros constantes de un algoritmo de cálculo. Cualquier otro dispositivo electrónico que realice la medición y corrección de flujo sin necesidad de realizar las funciones anteriormente indicadas, no son considerados como computadores de flujo y no son alcance de esta Norma de Referencia, por lo que la aplicación de ésta será a consideración del usuario.

6.41. Sistema superior. Se refiere a un sistema de monitoreo y control dedicado a la administración de la información en un nivel superior al computador de flujo, como un sistema distribuido, SCADA, etc.

6.42. Transmisor inteligente. Dispositivo secundario de medición, que a diferencia de otros transmisores incluye procesamiento digital de la señal a medir; empleo de protocolos de comunicación digital; posibilidad de transmitir, además de la variable a medir, señales de control y/o alarmas al dispositivo terciario, para verificar en línea el estado del instrumento; flexibilidad de configuración (alarmas, ajustes, comunicaciones); funciones de linealidad, corrección por temperatura y otras funciones internas en la electrónica del transmisor, para mejorar su desempeño.

6.43. 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.

6.44. 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.

SÍMBOLO

CO2 Bióxido de carbono

C1 Metano

C2 Etano

C3 Propano

Cd(FT) Coeficiente de descarga de la placa de orificio para tomas de presión en brida

Ci(FT) Coeficiente de descarga a un número de Reynolds infinito para un medidor tipo placa de orificio con tomas en bridas.

Ci(CT) Coeficiente de descarga a un número de Reynolds infinito para un medidor tipo placa de orificio con tomas en esquinas

Cp Calor específico a presión constante Cv Calor específico a volumen constante

d Diámetro del orificio de la placa calculado a la temperatura del fluido (Tf) D Diámetro interno del tubo de medición calculado a la temperatura del fluido (Tf) Dr Diámetro interior del tubo de medición, a la temperatura de referencia Tr

Dm Diámetro interior del tubo de medición, a la temperatura Tm

dr Diámetro del orificio de la placa, a la temperatura de referencia Tr

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dm Diámetro del orificio de la placa, a la temperatura Tm

Ev Velocidad de acercamiento Fn Factor de conversión numérica Fc Factor de cálculo del orificio Fsl Factor de la pendiente del orificio Fpb Factor de la presión base

Ftb Factor de la temperatura base Ftf Factor de la temperatura de flujo Fgr Factor de la gravedad específica Fpv Factor de supercompresibilidad Gr Densidad relativa real del gas

Hv bruto Poder Calorífico Bruto por unidad de volumen a 60 °F y 14,696 psia

Hv(neto) Poder Calorífico Neto por unidad de volumen a 60 °F y 14,696 psia hw Presión diferencial provocada por la placa de orificio

H2O Agua

iC4 Isobutano

iC5 Isopentano

K Constante de la Turbina

Kmp Constante del medidor de flujo a ser calibrado KU Constante de escalamiento del medidor ultrasónico

k Exponente isentrópico

ki Exponente isentrópico de un gas ideal

L1 Corrección adimensional para la localización de la toma MF Factor del medidor tipo turbina

MF Factor del medidor tipo turbina en un punto de operación MFi Factor del medidor bajo calibración, obtenido en cada repetición MFmp Factor del medidor que está siendo calibrado

MFo Factor del medidor residente en la unidad de procesamiento del medidor tipo ultrasónico que está siendo calibrado

n Número total de componentes

N Total de pulsos de la turbina ó ultrasónico contabilizados en el intervalo de tiempo t Nmp Numero de pulsos contabilizados por el medidor de flujo que está siendo calibrado en el

intervalo de tiempo tc

N3 Factor de conversión de unidades

Pe Presión a condiciones estándar (14.73 lbs/plg2 abs.) Pb Presión a condiciones base.

Pf Presión de flujo absoluta en el cuerpo del medidor de flujo

Pf 1 Presión de flujo absoluta en la toma de presión aguas arriba de la placa Pmm Presión de flujo en el medidor maestro

Pmp Presión de flujo en el medidor de flujo que está siendo calibrado PMair Peso molecular del aire

PMmezcla Peso molecular del hidrocarburo en fase gaseosa.

Pr Presión de referencia (1kg/cm2)

Qd Volumen, masa o energía totalizado en un día contractual

Qe Flujo volumétrico a condiciones estándar de 14.73 lbs/plg2 abs. @ 60° F QE Flujo de energía

Qf Flujo volumétrico a condiciones de flujo

Qfc Flujo volumétrico a condiciones de flujo medida por un medidor tipo ultrasónico Qh Volumen, masa o energía totalizado en una hora contractual

Qhi Volumen, masa o energía totalizado en la hora contractual i Qi Flujo volumétrico, másico o de energía calculado en el instante i

Qm Flujo másico

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Qr Flujo volumétrico a condiciones de referencia

QvE Flujo volumétrico a las condiciones de 60 °F y 14,696 psia

ReD Número de Reynolds

t Intervalo de tiempo

ti Tiempo transcurrido en segundos desde el calculo Qi-1 hasta el cálculo Qi tc Intervalo de duración de tiempo de una corrida de calibración

Te Temperatura a condiciones estándar (60 °F) Tb Temperatura a condiciones base

Tf Temperatura del fluido a condiciones de flujo.

Tm Temperatura del tubo de medición, al momento de medir su diámetro. tm Temperatura de la placa de orificio, al momento de medir su diámetro. Tmm Temperatura de flujo en el medidor maestro

Tmp Temperatura de flujo en el medidor de flujo que está siendo calibrado Tr Temperatura de referencia (20 °C)

Vmm Volumen totalizado por el medidor maestro a condiciones de flujo en un intervalo de tiempo VCD Voltaje de corriente directa

xi Fracción mol de cada componente en la mezcla de gas

x1 Relación entre presión diferencial y presión absoluta aguas arriba

Y1 Factor de expansión

Ze Factor de compresibilidad a condiciones estándar de 14.73 lbs/plg2 abs. @ 60° F Zb Factor de compresibilidad a condiciones base

Zf Factor de compresibilidad a condiciones de flujo (Pf, Tf)

Zf1 Factor de compresibilidad a condiciones de flujo cuando la toma de presión es aguas arriba de la placa

Zr Factor de compresibilidad a condiciones de referencia (Pr, Tr) Zeair Factor de compresibilidad del aire a condiciones de referencia

Zmm Factor de compresibilidad de la mezcla de gas a las condiciones de flujo del medidor maestro

Zmp Factor de compresibilidad de la mezcla de gas a las condiciones de flujo del medidor de flujo que está siendo calibrado

ZVE Factor de compresibilidad a condiciones de 60 °F y 14,696 psia

β Relación de diámetros

ξ Tolerancia de desviación estándar de MF σn-1 Desviación estándar del valor de MF

ρe Densidad del fluido a condiciones estándar de 14.73 lbs/plg2 abs. @ 60° F ρr Densidad del fluido a las condiciones de referencia (Pr, Tr)

ρt,p1 Densidad del fluido a las condiciones de flujo (Pf1, Tf)

α1 Coeficiente de expansión térmica para el material de la placa de orificio. α2 Coeficiente de expansión térmica para el material del tubo de medición. µ Viscosidad absoluta del fluido

∆P Diferencial de presión provocada por la placa de orificio ABREVIATURAS

BTU Unidad Térmica Británica (Poder calorífico) cal Caloría

IHM Interfase Hombre Máquina

LFMN Ley Federal sobre Metrología y Normalización MTBF Tiempo Promedio Entre Fallas

RAM Memoria volátil

RLFMN Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización SEM Sistema Electrónico de Medición

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TCD Detector de conductividad térmica SFI Sistema de fuerza ininterrumpible 8 DESARROLLO.

8.1 Metrología Legal.

El proveedor debe cumplir con los siguientes requerimientos durante el diseño y suministro de los bienes, servicios y documentación de un SEM para una estación de medición de flujo para transferencia de custodia, de acuerdo a lo establecido por la Ley Federal sobre Metrología y Normalización:

a) Todas las mediciones involucradas en la transferencia de custodia deben expresarse en el Sistema General de Unidades de Medidas que está descrito en la norma NOM-008-SCFI-2002. En caso de que se necesite expresar el mensurando en otro sistema de unidades, éste debe indicarse entre paréntesis, adjunto al valor expresado en el Sistema General de Unidades de Medidas.

b) Los instrumentos que constituyen el SEM deben ser verificados y contar con los documentos de respaldo. Esta verificación debe constatar el cumplimiento de las tolerancias establecidas. La entidad autorizada para realizar las verificaciones es una unidad de verificación acreditada por la Secretaría de Economía en México.

c) Si algún instrumento del SEM no cumple con alguna de las tolerancias establecidas, debe ser inmovilizado hasta que las satisfagan. Aquellos instrumentos que no puedan acondicionarse deben ser sustituidos.

d) Todos los instrumentos y equipos utilizados deben ser seleccionados de acuerdo a la naturaleza o propiedades del proceso de medición.

e) Los instrumentos y equipos que están sujetos a verificación inicial son los transmisores de temperatura, presión manométrica y presión diferencial, cromatógrafos y computadores de flujo. El proveedor del SEM debe aplicar y documentar la verificación inicial, de acuerdo a lo establecido en las secciones 8.1.1.7 y inciso b de la sección 8.4.2, inciso b de la sección 8.4.3, inciso a1 de la sección 8.4.4, de esta Norma de Referencia.

f) Es responsabilidad del proveedor que las calibraciones de los instrumentos que constituyen el SEM sean realizadas por laboratorios acreditados por la Secretaría de Economía de México y con patrones de medición que tengan trazabilidad a patrones nacionales; se podrá tener trazabilidad a patrones extranjeros en caso que no se cuente con el patrón nacional y que la Secretaría de Economía reconozca la trazabilidad al patrón primario extranjero. Los informes o dictámenes de calibración emitidos por dichos laboratorios, deben cumplir con lo que se indica en la norma NMX- EC-17025-2000 un su sección 5.10.

8.1.1 Registro de Control y Seguimiento del SEM.

Es responsabilidad del proveedor suministrar un SEM que cumpla con los requerimientos siguientes:

Un Registro de Control y Seguimiento, el cual debe proporcionar el respaldo de toda aquella información de la medición de flujo del SEM, dentro de un periodo dado. Esta información debe ser el soporte para aclarar discrepancias entre las partes involucradas; realizar verificaciones de la medición de flujo en cualquier momento; evidenciar la correcta configuración de los equipos que constituyen al SEM; evidenciar las fallas de los dispositivos secundarios y terciarios; o bien, para evidenciar que los lineamientos de exactitud en la medición, calidad del producto y cumplimiento con los requerimientos indicados en esta Norma de Referencia, se encuentran dentro de las tolerancias establecidas para la transferencia de custodia.

El Registro de Control y Seguimiento del SEM debe estar constituido por: a) Registro de Transacción de Cantidad del Producto.

b) Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto. c) Registro de Calidad del Producto

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d) Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición. e) Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo.

f) Registro de Eventos y Alarmas.

g) Informe de Prueba del Equipo Electrónico de Medición.

El Registro de Control y Seguimiento del SEM debe cumplir con los siguientes requerimientos: a) Cada uno de los documentos que lo constituyen debe tener un título que los identifique. b) Debe estar completo y continuo.

c) Las cantidades, fechas y eventos deben ser congruentes entre registros.

d) Contar con un identificador único correspondiente al de los equipos y registros involucrados. e) Cualquier dato contenido en el Registro de Control y Seguimiento debe ser rastreable. f) Debe existir un Registro de Control y Seguimiento por cada tren de medición.

g) Los elementos que lo constituyen deben ser generados y resguardados por el computador de flujo de la estación de medición, a excepción del Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto y el Informe de Prueba del Equipo del Equipo Electrónico de Medición.

h) El Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto debe ser generado y resguardado por una Interfase Hombre-Máquina (IHM).

i) El Informe de Prueba del Equipo del Equipo Electrónico de Medición debe ser el soporte de las pruebas, estudios, calibraciones y documentación general de los equipos e instrumentos que constituyen el SEM, como lo especifica la sección 8.1.1.7.

Los elementos que constituyen al Registro de Control y Seguimiento se especifican a continuación. 8.1.1.1 Registro de Transacción de Cantidad del Producto.

Debe ser un conjunto de datos e información histórica que sirve como soporte de las cantidades totalizadas de volumen, masa o energía. Este registro debe estar constituido por los registros de transacción de cantidad diaria y horaria.

El Registro de Transacción de Cantidad Diaria debe contener el promedio diario de las variables de proceso involucradas en el cálculo de flujo y el valor totalizado de la cantidad de producto transferida durante 24 horas, a partir de la hora contractual. El Registro de Cantidad Horaria es similar al Registro de Transacción de Cantidad Diaria, pero el tiempo de promediado y de totalización debe ser de 60 minutos consecutivos. Al final de cada Registro de Transacción de Cantidad Diaria u Horaria, o cada vez que una constante de configuración sea modificada, se debe iniciar un nuevo Registro de Transacción de Cantidad correspondiente.

En total, por cada 24 horas, se debe tener un Registro de Transacción de Cantidad Diaria y 24 Registros de Transacciones de Cantidad Horaria; adicionalmente, se debe tener un Registro de Transacción de Cantidad Diaria y un Registro de Transacción de Cantidad Horaria, por cada vez que uno o más parámetros constantes de flujo sean modificadas.

Los siguientes datos deben ser capturados en los Registros de Transacción de Cantidad Diarios y Horarios: a) Nombre del registro (Registro de Transacción de Cantidad Diaria o Registro de Transacción de

Cantidad Horaria).

b) Identificador del medidor primario de flujo (ver tabla 1, sección 8.1.1.4.). c) Identificador de la estación de medición (ver tabla 1, sección 8.1.1.4.).

d) Identificador del computador de flujo que genera el registro (ver tabla 1, sección 8.1.1.4.). e) Fecha de inicio del periodo.

f) Hora de inicio del periodo.

g) Tiempo efectivo de flujo, en minutos.

h) Tiempo de operación del computador de flujo, en minutos. i) Promedio de la presión diferencial en la placa de orificio.

(15)

j) Promedio de frecuencia del medidor turbina o ultrasónico. k) Promedio de presión absoluta de flujo.

l) Promedio de temperatura de flujo.

m) Promedio del valor de la extensión de flujo

⎠⎞

⎜⎝

hwPf n) Promedio de la densidad relativa de la mezcla.

o) Totalizado de cantidad de flujo de volumen a las condiciones de referencia.

p) Totalizado de cantidad de flujo de volumen a las condiciones estándar de 14.73lbs/plg2 abs. @60°F. q) Totalizado de cantidad de flujo volumétrico a condiciones de flujo para medidores tipo turbina y tipo

ultrasónico.

r) Totalizado de cantidad de flujo de energía calculada en MCal.(solo para hidrocarburos en fase gaseosa).

s) Totalizado de cantidad de flujo de energía calculada en GCal.(solo para hidrocarburos en fase gaseosa).

t) Totalizado de cantidad de flujo de masa.

u) Código de calidad (0 cuando no existan alarmas ni eventos que condicionen la integridad de la cantidad de flujo medida; 1 en caso contrario)

v) Número total de eventos. w) Número total de alarmas.

Este registro debe ser generado por el computador de flujo y debe ser resguardado mediante la IHM en formato electrónico, como lo describe el inciso b de la sección 8.3.2.7. El tiempo de resguardo de este registro, dentro del computador de flujo, debe cumplir con lo descrito en el inciso i de la sección 8.3.2.6.1 de esta norma. .

8.1.1.2 Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto.

El propósito de este registro es mostrar las causas de cualquier corrección que se deba hacer a las cantidades de producto totalizadas, así como las cantidades corregidas. Para lo cual, el computador de flujo debe transferir el Registro de Transacción de Cantidad de Producto a la IHM, donde se deben realizar los cambios a dicho registro mediante un control de acceso restringido. El registro modificado constituye el Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto correspondiente, y debe ser resguardado en la IHM de manera independiente, quedando intacto el registro original.

Este registro debe identificar los cambios al Registro de Transacción de Cantidad del Producto original indicando:

− El nombre de la constante de configuración o variable de proceso corregida.

− El valor original de la constante de configuración o variable de proceso modificada.

− El valor corregido de la constante de configuración o variable de proceso modificado (entrada manual desde el teclado de la IHM).

− El valor original de la cantidad de volumen, masa o energía totalizado.

− El valor corregido de la cantidad de volumen, masa o energía totalizado (entrada manual desde el teclado de la IHM).

− La causa de la corrección (entrada manual desde el teclado de la IHM).

− La clave e identificación de quien realizó el cambio. 8.1.1.3 Registro de Calidad del Producto.

Este registro debe estar constituido por un registro diario de 24 horas, a partir de la hora contractual, y 24 registros horarios por cada registro diario. Los datos que como mínimo debe contener este registro son:

a) Nombre del registro (Registro de Calidad del Producto Diario o Registro de Calidad del Producto Horario).

(16)

b) Identificador del medidor primario de flujo (ver tabla 1, sección 8.1.1.4.) c) Identificador de la estación de medición. (ver tabla 1, sección 8.1.1.4.)

d) Identificador del computador de flujo que genera el registro (ver tabla 1, sección 8.1.1.4.). e) Fecha de inicio del periodo

f) Hora de inicio del periodo

g) Promedio de cada componente del hidrocarburo en fase gaseosa durante el periodo. h) Promedio normalizado de la composición del hidrocarburo en fase gaseosa, en base seca. i) Poder calorífico promedio del hidrocarburo en fase gaseosa, correspondiente al periodo. j) Tiempo de operación del cromatógrafo en segundos, en caso de que se requiera éste equipo.

En caso de que se requiera, durante la etapa de adquisición mediante el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C6, el obtener la cantidad de humedad y sulfhídrico o azufre total y a su ves se considere la instalación de los analizadores correspondientes a interconectar con el computador de flujo, se debe incluir dentro de este Registro de Calidad la siguiente información:

k) Promedio de la cantidad de Azufre Total, H2S y H2O contenidas en el hidrocarburo gaseoso (en caso de que aplique).

l) Valores máximo y mínimo de la cantidad de Azufre Total, H2S y H2O registradas durante el periodo (en caso de que aplique).

Este registro debe ser generado por el computador de flujo y debe ser resguardado mediante la IHM en formato electrónico, como los describe el inciso b de la sección 8.3.2.7. El tiempo de resguardo de este registro, dentro del computador de flujo, debe cumplir con lo descrito en el inciso i de la sección 8.3.2.6.1 de esta norma.

8.1.1.4 Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición.

Este registro debe contener e identificar los parámetros constantes de flujo; así mismo, la configuración e información de los algoritmos de cálculo, los dispositivos que constituyen el SEM y los dispositivos primarios. Este registro debe estar disponible para ser monitoreado y actualizado, en cualquier momento, por medio del computador de flujo. Los datos que contenga éste registro deben ser congruentes con la configuración, diseño e instalación de los dispositivos primarios y secundarios. El registro de configuración debe contener como mínimo los datos que se indican en la Tabla 1, dependiendo del tipo de medidor a utilizar.

REQUERIMIENTO DESCRIPCIÓN PLACA TURBINA SONICO ULTRA-

DISPOSITIVO PRIMARIO Identificación única del

medidor

Marca

Modelo

Número de Serie

Tamaño

Constante(es) del medidor (K)

Factor del medidor (MF)

Diámetro interno del tubo de

medición (Dm).

Diámetro interno del orificio

de la placa (dm).

Temperatura de entrada para el diámetro interno del tubo

de medición (Tm).

Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

(17)

Temperatura de entrada para el diámetro interno de la placa

(tm).

Ubicación de la toma de

presión manométrica. Información: Aguas arriba

Material de la placa de

orificio. Configurable: Acero inox. 304, acero inox. 316, acero al carbón, o monel

(desde computador de flujo/ IHM).

Material del tubo de medición Configurable: Acero inox. 304, acero inox. 316, acero al carbón, o monel (desde computador de flujo/ IHM). DISPOSITIVO SECUNDARIO DE PRESION DIFERENCIAL

Identificación del transmisor

Marca

Modelo

Número de Serie

Alcance (span)

Tipo de comunicación

Unidades de Ingeniería

Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

DISPOSITIVO SECUNDARIO DE PRESION ESTATICA

Identificación del transmisor

Marca

Modelo

Número de Serie

Alcance (span)

Tipo de comunicación

Unidades de Ingeniería

Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

DISPOSITIVO SECUNDARIO DE TEMPERATURA

Identificación del transmisor

Marca

Modelo

Número de Serie

Alcance (span)

Tipo de comunicación

Unidades de Ingeniería

Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

ANALIZADORES Modo de actualización de

datos de analizadores

Configurable: tabla fija o composición en línea (desde computador de

flujo/ IHM)

Unidades de Ingeniería Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. DISPOSITIVO TERCIARIO

Identificación de la estación Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM

(18)

Identificador del computador

de flujo

Marca

Modelo

Numero de serie

Algoritmo de linealización Configurable: habilitar o deshabilitar (desde computador de flujo/ IHM).

Corte por bajo flujo Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. Verificación de fidelidad de

pulsos Configurable: habilitar o deshabilitar (desde computador de flujo/ IHM). Estado operativo del

computador de flujo.

Configurable: Operación normal; Mantenimiento; Calibración de transmisores; Calibración de medidores primarios con tren maestro (desde computador de flujo/ IHM).

Estado operativo de los

dispositivos secundarios Indicación del estado operativo de cada uno de los dispositivos

secundarios.

Estado operativo de SFI Indicación del estado operativo de SFI.

Fecha y Hora Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. Hora contractual Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. Período definido para el

Registro de Transacción de

Cantidad Diaria Configurable: intervalo de tiempo en segundos. Presión atmosférica Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. Presión de referencia Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. Temperatura de referencia Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

Cálculo del factor de

compresibilidad Información del fabricante : AGA 8-detallado.

Peso molecular Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM,

para la medición de productos relacionados.

Tipo de cálculo de flujo

volumétrico o másico. Información del fabricante acerca de la normatividad y versión que esta

siendo aplicada para el cálculo de flujo.

Tipo de cálculo de energía Información del fabricante acerca de la normatividad y versión que esta

siendo aplicada para el cálculo de energía.

Versión del algoritmo de cálculo y configuración del

computador de flujo

Información del fabricante acerca de la versión del programa (firmware)

cargado en el computador de flujo.

CONFIGURACIÓN PARA CALIBRACION EN SITIO

Número de repeticiones (n)

Intervalo de duración de tiempo de una corrida de

calibración(tc)

Tolerancia de desviación estándar del factor del

medidor (ξ)

Tolerancia de desviación para

la temperatura de flujo

Tolerancia de desviación para

la presión de flujo

Tolerancia de desviación para la frecuencia de los

medidores de flujo

Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

CONFIGURACIÓN DE CONTROL (En caso que aplique)

(19)

Configuración necesaria de entradas/salidas según la

aplicación

Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. CONFIGURACIÓN DE COMUNICACIONES

Configuración de puertos de comunicación del computador

de flujo hacia dispositivos secundarios

Configuración de puertos de comunicación del computador

de flujo hacia sistema superior

Configuración de puertos de comunicación del computador

de flujo hacia IHM.

Configuración de puertos de comunicación del computador

de flujo hacia impresora.

Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

CONFIGURACIÓN DE EQUIPO Configuración necesaria para

dar de alta o de baja el equipo electrónico instalado

al computador de flujo (tarjetas de comunicación, tarjetas de entradas/salidas,

CPU)

Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

CONFIGURACION DE DATOS FIJOS Composición detallada del

hidrocarburo gaseoso

Gravedad específica

Temperatura del proceso en

caso de falla del transmisor.

Presión manométrica del proceso en caso de falla del

transmisor.

Presión diferencial en la placa en caso de falla del

transmisor.

Poder Calorífico

Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

EVENTOS Y ALARMAS

Límites de frecuencia

Límites de temperatura de

flujo

Límites de presión de flujo

Límites de presión diferencial

Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

TABLA 1. DATOS DEL REGISTRO DE CONFIGURACIÓN.

Este registro debe ser generado por el computador de flujo y debe ser resguardado mediante la IHM en formato electrónico, como los describe el inciso b de la sección 8.3.2.7.

8.1.1.5 Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo.

Este registro debe recabar la información necesaria para evaluar el algoritmo de cálculo programado en el computador de flujo. El registro debe estar constituido por un listado de datos instantáneos de las variables de flujo y de los parámetros constantes, involucrados en el cálculo instantáneo de flujo volumétrico, másico o de energía. Como parte de este registro, se debe incluir el resultado de flujo instantáneo, calculado a partir de los

(20)

datos de entrada listados en la Tabla 2. Adicionalmente se deben mostrar resultados intermedios del cálculo, que permitan llevar a cabo un proceso de validación.

Este registro debe ser generado por el computador de flujo, transferido a la IHM y ser imprimible por medio de ésta. En caso de que se requiera la funcionalidad de impresión en sitio del computador de flujo, este registro debe ser impreso en sitio mostrando los datos que indica la tabla siguiente. En la Tabla 2 se muestran los datos que deben estar incluidos en el Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo y sus unidades de ingeniería deben ser las establecidas en la sección 8.2, en el Sistema Inglés.

SIMBOLO DESCRIPCIÓN PLACA TURBINA SONICO ULTRA-

Pf Presión manométrica de flujo

Tf Temperatura de flujo

K Constante del medidor de flujo

MF Factor del medidor

F Frecuencia

Pr Presión de referencia

Tr Temperatura de referencia

Composición Composición del hidrocarburo en fase gaseosa

Patm Presión atmosférica del sitio

Hw Presión diferencial

Dr Diámetro interno del tubo de medición a 20 °C

dr Diámetro interno del orificio de la placa a 20 °C

Gr Gravedad especifica reportada por el cromatógrafo

HV Poder calorífico del hidrocarburo en fase gaseosa

reportado por el cromatógrafo

PM Peso Molecular del hidrocarburo en fase gas o del

producto relacionado.

k Exponente isentrópico

µ Viscosidad dinámica del hidrocarburo en fase gas.

ti Tiempo en milisegundos entre cálculos instantáneos de

flujo

Ecuación de estado Ecuación de estado para aplicaciones de productos

relacionados

Qm Flujo másico

Qr Flujo volumétrico a condiciones de referencia

(21)

QE Flujo de energía

TABLA 2. DATOS MINIMOS PARA EL REGISTRO DE EVALUACIÓN DEL ALGORITMO DE CÁLCULO 8.1.1.6 Registro de Eventos y Alarmas.

Este registro debe ser un histórico en el cual se almacena la descripción de los eventos y alarmas de todos los equipos e instrumentos del SEM de manera cronológica.

Respecto a los eventos, se deben incluir las modificaciones sobre el Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición. Cada vez que un valor dentro de dicho registro sea modificado, el viejo y el nuevo valor deben ser registrados permanentemente, junto con la fecha y hora del cambio.

Con respecto a las alarmas, deben ser consideradas todas aquellas relacionadas a los dispositivos primarios, secundarios y terciarios del SEM. Se debe registrar, además, la hora y fecha de reconocimiento de la alarma, junto con la identificación del operador que ejecutó esta acción.

El registro debe estar estructurado en un orden jerárquico. Los eventos y alarmas que se deben considerar son:

a) Eventos y alarmas configurados en el computador de flujo, indicados en la tabla 1, sección 8.1.1.4 y todos aquellos generados como funcionalidad del computador de flujo indicados en la sección 8.3.2.6.3.

b) Eventos y alarmas de todos los dispositivos primarios y secundarios en comunicación con el computador de flujo.

c) Eventos y alarmas del mismo computador de flujo.

d) Eventos y alarmas de los dispositivos controlados por el computador de flujo (en caso de que aplique).

e) Eventos y alarmas del SFI.

Este registro debe ser generado por el computador de flujo y debe ser resguardado mediante la IHM en formato electrónico, como los describe el inciso b de la sección 8.3.2.7. El tiempo de resguardo de este registro, dentro del computador de flujo, debe cumplir con lo descrito en el inciso j de la sección 8.3.2.6.1de esta norma.

8.1.1.7 Informe de Prueba del Equipo Electrónico de Medición.

Está constituido por todos aquellos informes o documentos (en formato electrónico o en papel) que se generen como resultados de pruebas, calibraciones, verificaciones, ajustes y reemplazo de equipo o instrumentos. El proveedor debe entregar la siguiente documentación que integrará el Informe de Prueba para el SEM a suministrar:

a. Informes de calibración de los transmisores según lo indicado en el inciso f de la sección 8.1 e inciso b de la sección 8.4.2.

b. Reporte de calibración del cromatógrafo en las pruebas de sitio, como lo indica el inciso b de la sección 8.4.3.

c. Reporte técnico conteniendo el análisis para el uso de sistemas de calentamiento en los sistemas de muestreo, según lo solicitado en el inciso g de la sección 8.3.2.5.3.

d. Protocolo de pruebas (FAT y SAT) y resultados de las pruebas de cada dispositivo y equipo que constituyen al SEM de acuerdo a lo solicitado en el inciso e y h de la sección 8.4.1.

(22)

e. Informes de ajuste de dispositivos durante las pruebas (FAT y SAT) como lo solicita el inciso k de la sección 8.4.1.

f. Resultado de la validación del cálculo del computador de flujo según lo indicado en el apartado

“Calculo de flujo” del inciso a1 de la sección 8.4.4.

8.2 Procedimientos de cálculo del sistema electrónico de medición.

El cálculo de flujo realizado por el SEM debe cumplir con los procedimientos de cálculo que se establecen en esta Norma de Referencia.

De acuerdo al tipo de medidor primario a utilizar, tipo de fluido a medir y magnitud requerida en la medición de transferencia de custodia (masa, volumen o energía), se establecen procedimientos específicos constituidos por una secuencia de cálculo, ecuaciones de flujo y datos correspondientes a utilizar. En este sentido, el computador de flujo debe estar programado, y los dispositivos secundarios configurados, para cumplir con la secuencia de cálculo que se establece en el Anexo A (figuras 1 a 6), de acuerdo a la clasificación de la aplicación; así mismo, debe utilizar las ecuaciones que se indican en la sección 8.2.1 y los tipos de datos especificados en la sección 8.3.2.6.3, inciso f.

Con relación al tipo de fluido a medir, si es un hidrocarburo en fase gaseosa se debe utilizar la ecuación de estado establecida en la sección 8.2.1.5; sin embargo, si es un producto relacionado, el proveedor debe considerar en el cálculo de compresibilidad del computador de flujo, la ecuación de estado correspondiente que se establezca durante el proceso de adquisición, en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C6.

8.2.1 Ecuaciones de cálculo.

En los procedimientos de cálculo, las variables de entrada deben estar en las Unidades mostradas en la tabla 4 y el algoritmo de resolución debe emplear el Sistema Inglés de Unidades; sin embargo, los resultados del cálculo se deben expresar en el Sistema General de Unidades de Medidas, de conformidad con la NOM-008- SCFI-2002. De acuerdo a lo anterior, el computador de flujo del SEM a suministrar, debe estar programado y configurado para cumplir con las ecuaciones de cálculo que se establecen en esta sección.

Para fines de esta Norma de Referencia, el cálculo de flujo debe llevarse acabo a las condiciones estándar de 14.73 lbs/plg2 abs. @ 60 °F; adicionalmente cuando la transferencia se haga en modo volumétrico, se debe realizar una corrección del flujo en condiciones estándar, a las condiciones de temperatura y presión de referencia (Tr, Pr) de 20 °C y 1 kg/cm2, respectivamente.

8.2.1.1 Medición de Flujo con Medidor Tipo Placa de Orificio 8.2.1.1.1 Medición másica.

La ecuación para determinar el flujo másico a través de un medidor tipo placa de orificio que se debe utilizar es:

( )

v 1 2 t,p w

d

m 100024 359,072C FT E Yd ρ h

Q 1

⎜ ⎞

=⎛ (1)

Donde:

24/1000 = Factor de conversión de lb-m/h a miles lb-m/D.

359,072 = Constante numérica para el sistema de unidades utilizado. Cd (FT): Debe ser calculado según ecuación 1-A.

Y1:debe ser calculado según se indica en la ecuación 1-B.

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