NRF-161-PEMEX-2011 Instrumentos de Nivel Tipo Servooperados

7/14/2019 NRF-161-PEMEX-2011 Instrumentos de Nivel Tipo Servooperados

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INSTRUMENTOS DE NIVEL

TIPO SERVO-OPERADOS“Esta norma cancela y sustituye a la NRF-161-PEMEX-2006

del 14 de septiembre de 2006”

Número de documentoNRF-161-PEMEX-2011

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOSY ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

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27 de enero de 2012SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE

PETRÓLEOS MEXICANOSPÁGINA 1 DE 22



.PEMEX NRF-161-PEMEX-2011

Comite de Normalizacion de INSTRUMENTOS DE NIVEL TIPO

Petroleos Mexicanos y SERVO-OPERADOS Rev.: 0

Organismos SubsidiariospAGINA 2 DE 22

HOJA DE APROBACION

ING. CARL 0 MEDINA

PRESIDENTE DEL S E TECNICO DE NORMALIZACI6N

DE PETR6LEOS MEXICANOS~ DCA- 223- 2012

~

ING. CARLOS RAFAEL MURRIETA CUMMINGSPRESIDENTE DEL COMITE DE NORMALIZACI6N DE

PETR6LEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS



Comité de Normalización de

Petróleos Mexicanos yOrganismos Subsidiarios

INSTRUMENTOS DE NIVEL TIPOSERVO-OPERADOS

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CONTENIDOCAPÍTULO PÁGINA

0 INTRODUCCIÓN. ............................................................................................................................................. 4

1 OBJETIVO. ....................................................................................................................................................... 4

2 ALCANCE. ........................................................................................................................................................ 4

3 CAMPO DE APLICACIÓN. ............................................................................................................................... 5

4 ACTUALIZACIÓN. ............................................................................................................................................ 5

5 REFERENCIAS. ................................................................................................................................................ 6

6 DEFINICIONES. ................................................................................................................................................ 7

7 SIMBOLOS Y ABREVIATURAS. ..................................................................................................................... 8

8 DESARROLLO. ................................................................................................................................................ 9

8.1 Condiciones de diseño. ...................................................................................................................... 9

8.2 Materiales. .......................................................................................................................................... 13

8.3 Fabricación. ........................................................................................................................................ 13

8.4 Inspección y pruebas. ....................................................................................................................... 14

8.5 Almacenamiento y t ransporte. ......................................................................................................... 14

8.6 Documentación a entregar por el proveedor o contratista. .......................................................... 15

9 RESPONSABILIDADES. ................................................................................................................................ 16

9.1 Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. ........................................................................ 16

9.2 Proveedor o contratista. ................................................................................................................... 16

10 CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES. .................................................. 17

11 BIBLIOGRAFÍA. ............................................................................................................................................. 17

12 ANEXOS. ........................................................................................................................................................ 18

12.1 Hoja de especificaciones. ................................................................................................................. 18

12.2 Presentación de documentos normativos equivalentes. .............................................................. 22






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0 INTRODUCCIÓN.

Dentro de las actividades que se llevan a cabo en Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios está elalmacenamiento y manejo de inventarios de los hidrocarburos, para lo cual se requiere de una medición entiempo real y exacta del nivel de hidrocarburos en tanques de almacenamiento para control de inventarios y paratransferencia de custodia; por tal motivo se hace indispensable tener Instrumentos de nivel para su aplicación enlas instalaciones de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Dado que no existe una norma oficial mexicana, una norma mexicana o internacional que establezca totalmentelos requisitos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios para la adquisición de este tipo deinstrumentos, se elabora esta norma de referencia que define las especificaciones requeridas que deben cumplirlos Instrumentos de Nivel tipo Servo-Operado, a fin de tener una instrumentación confiable en las instalacionesde Petróleos Mexicanos.

En esta norma de referencia participaron los organismos, las instituciones y empresas siguientes:

Pemex Exploración y Producción.

Pemex Gas y Petroquímica Básica.

Pemex Petroquímica.

PEMEX Refinación.

Petróleos Mexicanos.

Instituto Mexicano del Petróleo.

Asociación Mexicana de Ingenieros Mecánicos y Electricistas, A.C. (AMIME)

Endress +Hauser México, S.A. de C.V.

IESS de México, S.A de C.V.

IPC, Ingeniería y Proyectos de Control de Monterrey S.A. de C.V.

1 OBJETIVO.

Establecer las especificaciones técnicas que deben cumplir los instrumentos de nivel tipo servo-operadosusados en las instalaciones industriales.

2 ALCANCE.

Esta norma de referencia establece los requisitos de diseño, materiales, fabricación, inspección, pruebas,almacenamiento, transporte, y documentación de los instrumentos de medición para tanques dealmacenamiento que incluye el transmisor de nivel tipo servo-operado, desplazador o palpador, indicador remotolocal, el elemento sensor de temperatura y accesorios como la cámara de calibración, válvula de bloqueo y






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configurador manual, usados en los tanques atmosféricos o presurizados de las instalaciones nuevas,

ampliaciones y en remodelaciones en los procesos industriales de Petróleos Mexicanos y OrganismosSubsidiarios.Esta norma de referencia incluye la cuantificación basada en volumen, mediante “Medición Automática de Nivel(ALG)”, con la adición de “Medición Automática de Temperatura en Tanque (ATT)”.

Esta norma de referencia no aplica para la cuantificación basada en masa, mediante “Medición Hidrostática en Tanque (HTG)” y “Sistemas Híbridos de Medición para Tanques (HTMS)”.

Esta norma de referencia no aplica para tanques subterráneos, tanques de almacenamiento de sólidos y buquetanques.

Esta norma de referencia no incluye los niveles de automatización 2 y 3 indicados en la NRF-236-PEMEX-2009.

Esta norma no incluye el mantenimiento de los equipos, dispositivos, circuitos ni otros componentes.Esta norma de referencia NRF-161-PEMEX-2011 cancela y sustituye a la NRF-161-PEMEX-2006.

3 CAMPO DE APLICACIÓN.

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

4 ACTUALIZACIÓN.

Esta norma se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias yrecomendaciones de cambio lo ameritan.

Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdoa la procedencia de las mismas, y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización dePetróleos Mexicanos a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato, CNPMOS-001-A01 y dirigirse porescrito al:

Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos.Av. Marina Nacional #329, Piso 23, Torre Ejecutiva.Colonia Huasteca, C. P. 11311, México, D. F. Teléfono Directo: (55) 19-44-92-40; Conmutador: (55) 19-44-25-00, Ext.; 54997.Correo electrónico: [email protected].






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5 REFERENCIAS.

5.1 NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida.

5.2 NMX-J-235/1-ANCE-2008 Envolventes - envolventes (gabinetes) para uso en equipo eléctrico - Parte 1Consideraciones no ambientales - Especificaciones y métodos de prueba.

5.3 NMX-J-235/2-ANCE-2000 Envolventes - envolventes (gabinetes) para uso en equipo eléctrico - Parte 2Requerimientos específicos - Especificaciones y métodos de prueba.

5.4 NMX-Z-055-IMNC-2009 Vocabulario Internacional de metrología — Conceptos fundamentales ygenerales, términos asociados (VIM) (International vocabulary of metrology - Basic and general concepts andassociated terms (VIM).

5.5 IEC 60529:2009 Degrees of Protection Provided by Enclosures (IP Code) - Edition 2.1. CORRIGENDUM3. (Grados de protección para envolventes (código IP) – Edición 2.1. Fe de erratas 3).

5.6 IEC 61000-6-2:2005 Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 6-2: Generic standards – Immunity forindustrial environments. (Compatibilidad electromagnética (CEM). Parte 6-2: Normas genéricas. Inmunidad enentornos industriales).

5.7 IEC 61000-6-4:2006 Electromagnetic compatibility (EMC) - Part 6-4: Generic standards - Emissionstandard for industrial environments. (Compatibilidad electromagnética (CEM) - Parte 6-4: Normas genéricas -Norma de emisión en entornos industriales).

5.8 IEC 61086-3-1:2004 Coatings for loaded printed wire boards (conformal coatings) Part 3-1:Specifications for individual materials Coatings for general purpose (Class 1), high reliability (Class 2) and

aerospace (Class 3) (Recubrimientos para tarjetas de cableados impresos (recubrimientos conformados). Parte3-1: Especificaciones para materiales particulares. Recubrimientos para uso general. (Clase 1), usos de altafiabilidad (Clase 2) y uso aeroespacial (Clase 3)).

5.9 IEC 61326-1:2008 Electrical equipment for measurement, control and laboratory use - EMCrequirements - Part 1: General requirements. CORRIGENDUM 1, February 2008 (Material eléctrico para medida,control y uso en laboratorio. Requisitos de compatibilidad electromagnética (CEM). Parte 1: Requisitos generalesFe de erratas febrero 2008).

5.10 ISO 15156-1:2009 Petroleum and natural gas industries – Materials for use in H2S-containingenvironments in oil and gas production – Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials.Second edition, 2009. (Industrias del petróleo y del gas natural – Materiales para uso en ambientes quecontienen H2S en la producción de aceite y gas – Parte 1: Principios generales para selección de materiales-

resistentes a la fracturación. Segunda edición, 2009).5.11 ISO 15156-2:2009 Petroleum and natural gas industries – Materials for use in H2S-containingenvironments in oil and gas production – Part 2: Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of cast irons. Second edition, 2009. (Industrias del petróleo y del gas natural – Materiales para uso en ambientesque contienen H2S en la producción de aceite y gas – Parte 2: Aceros al carbono y de baja aleación resistentes ala fracturación, y el uso de fierros colados. Segunda edición, 2009).

5.12 ISO 15156-3:2009 Petroleum and natural gas industries – Materials for use in H2S-containingenvironments in oil and gas production – Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and otheralloys. Second edition, 2009. (Industrias del petróleo y del gas natural – Materiales para uso en ambientes que






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contienen H2S en la producción de aceite y gas – Parte 3: Resistencia a la fracturación (aleaciones resistentes a

la corrosión) y otras aleaciones. Segunda edición, 2009).

5.13 ISO 4266-1:2002 Petroleum and liquid petroleum products - Measurement of level and temperature instorage tanks by automatic methods - Part 1: Measurement of level in atmospheric tanks first edition. (Productosdel petróleo y petróleo liquido- Medición de nivel y temperatura en tanques de almacenamiento por métodosautomáticos – parte 1: Medición de nivel en tanques atmosféricos primera edición).

5.14 ISO 4266-3:2002 Petroleum and liquid petroleum products - Measurement of level and temperature instorage tanks by automatic methods - Part 3: Measurement of level in pressurized storage tanks (non-refrigerated) first edition. (Productos del petróleo y petróleo liquido- Medición de nivel y temperatura en tanquesde almacenamiento por métodos automáticos - parte 3: Medición de nivel en tanques de almacenamientopresurizados (no refrigerados) primera edición).

5.15 ISO 4266-4:2002 Petroleum and liquid petroleum products / Measurement of level and temperature instorage tanks by automatic methods / Part 4: Measurement of temperature in atmospheric tanks First Edition.(Productos del petróleo y petróleo liquido- Medición de nivel y temperatura en tanques de almacenamiento pormétodos automáticos - parte 4: Medición de temperatura en tanques atmosféricos, primera edición).

5.16 ISO 4266-6:2002 Petroleum and liquid petroleum products / Measurement of level and temperature instorage tanks by automatic methods - Part 6: Measurement of temperature in pressurized storage tanks (non-refrigerated) First Edition. (Productos del petróleo y petróleo liquido- Medición de nivel y temperatura en tanquesde almacenamiento por métodos automáticos - parte 6: Medición de temperatura en tanques dealmacenamiento presurizados (no refrigerados) primera edición).

5.17 NRF-036-PEMEX-2010 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico.

5.18 NRF-046-PEMEX-2003 Protocolos de comunicación en Sistemas Digitales de Monitoreo y Control.5.19 NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de instalaciones eléctricas.

5.20 NRF-049-PEMEX-2009 Inspección y supervisión de arrendamientos y servicios de bienes muebles.

5.21 NRF-111-PEMEX-2006 Equipos de medición y servicios de metrología.

5.22 NRF-148-PEMEX-2011 Instrumentos para medición de temperatura.

5.23 NRF-236-PEMEX-2009 Sistema de monitoreo para tanques de almacenamiento.

5.24 NRF-241-PEMEX-2010 Instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial.

6 DEFINICIONES.

Para los efectos de esta norma de referencia, se establecen las siguientes definiciones:

6.1 Configuración. Se refiere a la programación de los algoritmos para los circuitos de control e indicación,dé la asignación de entradas/salidas, sumarios de alarmas, tendencias, registro histórico y gráficos dinámicos.






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6.2 Configurador portátil. Aparato utilizado en forma local para configurar y modificar la configuración de

un dispositivo inteligente (transmisor).

6.3 Desplazador o palpador. Elemento sensor de nivel que está en contacto físico con la superficie(palpando).

6.4 Equivalente. Es la norma, especificación, método, estándar o código que cubre los requisitos y/ocaracterísticas físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier naturaleza establecida en eldocumento normativo extranjero citado en esta Norma de Referencia, en donde para la aplicación de undocumento normativo equivalente se debe cumplir con lo establecido en el anexo 12.2 de esta NRF.

6.5 Instrumentos de medición de nivel para tanques de almacenamiento. Para fines de esta norma esel conjunto de instrumentos que se instalan en un tanque de almacenamiento, para llevar a cabo la medición delas variables nivel, temperatura, densidad, nivel de interfase del agua y cuando aplique, presión.

6.6 Intervalo de indicaciones “ Rango” : Conjunto de valores comprendidos entre las dos indicacionesextremas.

6.7 Servo-Operado. Dispositivo que usa la combinación mecánica y electrónica para palpar el nivel de unfluido, su interfase con agua y su densidad, dentro de un tanque de almacenamiento.

6.8 Sonda Promediadora de Temperatura. Sonda que contiene varios detectores de temperatura porresistencia (RTDs). Los valores de los RTDs sumergidos en un determinado nivel de líquido en un tanque dealmacenamiento, son promediados para calcular la temperatura del líquido.

6.9 Transmisor. Dispositivo que convierte a la variable medida en una señal de salida estándar.

6.10 Transmisor tipo inteligente. Transmisor provisto con medios para comunicación bidireccional consistemas externos y operadores para el envío de la información de la medición y del estado del transmisor y larecepción y procesamiento de comandos externos.

Para efectos de esta norma de referencia, aplican las definiciones establecidas en la NRF-111-PEMEX-2006 yNMX-Z-055-IMNC-2009.

7 SIMBOLOS Y ABREVIATURAS.

ALG Automatic Level Gauge (Medición Automática de Nivel).

API American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).

ASTM American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana para Pruebas y Materiales).

ATEX Equipment for Potentially Explosive Atmospheres (Equipos para Atmósferas PotencialmenteExplosivas).

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

CENELEC European Committee For Electrical Standardization (Comité Europeo para la NormalizaciónEléctrica).

CSA Canadian Standards Association (Asociación Canadiense de Normas).






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FM Factory Mutual Research (Laboratorio de Investigación/Certificación).

HTG Hydrostatic Tank Gauging (Medición Hidrostática en Tanque).

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

IEC International Electrotechnical Commission (Comisión Electrotécnica Internacional).

ISA The International Society of Automation (Sociedad Internacional de Automatización).

ISO International Organization for Standardization. (Organización Internacional de Normalización).

LCD Liquid Crystal Display (pantalla de cristal líquido).

LFMN Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

NMX Norma Mexicana.

NOM Norma Oficial Mexicana.NPT National American Standard Pipe taper. (Estándar Nacional Americano de Tuberías Roscadas

de forma cónica o ahusada).

NRF Norma de referencia.

RTD Resistance Temperature Detector (Detector de temperatura por resistencia).

UL Underwriters Laboratory Inc. (Laboratorios de Certificación/Aseguramiento).

VCA Volts de Corriente Alterna.

Para los efectos de esta norma de referencia con relación a símbolos y abreviaturas de las unidades de medida,se debe aplicar NOM-008-SCFI-2002.

8 DESARROLLO.

8.1 Condiciones de diseño.

8.1.1 Características Generales.

8.1.1.1 El control de inventarios y/o la transferencia de custodia para tanques de almacenamiento, utilizando losmétodos ALG y ATT basados en una cuantificación en volumen, se deben llevar a cabo como se solicita en elAnexo 12.1 o en las bases de licitación. La determinación de las variables nivel, temperatura, interfase con elproducto y presión, a través de la instalación de los siguientes instrumentos:

a) Medidor de nivel tipo servo-operado.

b) Indicador local remoto.

c) Sensor de temperatura.

d) Sensor de presión.

e) Configurador portátil.

8.1.1.2 El proveedor o contratista debe suministrar los instrumentos, conexiones y accesorios, para realizar lamedición de las variables indicadas en el 8.1.1.1 de esta NRF. Asimismo los instrumentos de medición para






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tanques de almacenamiento deben cumplir con los requisitos indicados en el anexo 12.1 de esta NRF y/o en las

bases de licitación.

8.1.1.3 El transmisor servo-operado se debe comunicar con los instrumentos mencionados en el 8.1.1.1 incisosb), c) y d) de esta NRF y codificar la información para que emita una señal protocolizada. Asimismo, elproveedor o contratista debe cumplir con los protocolos de comunicación indicados en el anexo 12.1 de estaNRF y/o en las bases de licitación y deben cumplir con los requisitos que se establecen en la NRF-046-PEMEX-2003.

8.1.1.4 Los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento deben tener dispositivos para laprotección de sus componentes electrónicos, contra sobre tensiones o variaciones en la corriente eléctrica, pordescargas atmosféricas o maniobras en la operación eléctrica de la red. Asimismo en caso de requeriralimentación eléctrica en corriente directa, los instrumentos deben tener protección contra inversión depolaridad.

8.1.1.5 Las tarjetas electrónicas de los instrumentos deben estar protegidas, por medio de un recubrimientopara soportar ambientes corrosivos y/o marinos y trabajar en las condiciones ambientales del lugar especificadoen el Anexo 12.1 de esta NRF y/o en las bases de licitación y debe cumplir con los materiales, espesores, ypruebas efectuadas a los recubrimientos con la IEC 61086-3-1:2004. El proveedor o contratista debe entregar elinforme o reporte de cumplimiento correspondiente.

8.1.2 Transmisor de nivel tipo servo-operado.

8.1.2.1 El intervalo nominal (rango) debe cumplir con lo indicado en la hoja de especificación del anexo 12.1 y/oen las bases de licitación.

8.1.2.2 Debe estar basado en microprocesadores, para aplicación de control de inventarios en tanques y

cuando el servicio lo requiera para transferencia de custodia. La(s) tarjeta(s) del módulo electrónico debe(n)estar aislada(s) de las terminales de alambrado de la señal y del alojamiento del tambor.

8.1.2.3 Debe medir el nivel del líquido, la interfase de nivel en el tanque, la densidad del producto en el tanque ydebe recibir y desplegar la señal de un sensor de temperatura promedio o puntual, así como la presión deacuerdo a lo indicado en el Anexo 12.1 de esta NRF y/o en las bases de licitación.

8.1.2.4 Debe ser del tipo inteligente con memoria de configuración no volátil.

8.1.2.5 La configuración, el cambio del intervalo nominal (rango) y el autodiagnóstico se debe hacer en campocon un teclado integrado al transmisor, o con un configurador manual portátil “handheld” o “lap top” basado enmicroprocesadores, intrínsecamente seguro con teclado y batería recargable, la comunicación puede seralámbrica o inalámbrica, como se especifique en el Anexo 12.1 de esta NRF.

8.1.2.6 El accionamiento del mecanismo servo operado debe ser por medio de un servomotor controlado por elmicroprocesador.

8.1.2.7 La exactitud en la medición de nivel debe ser de ±1 mm y cumplir con lo establecido en 5.2 tanto de ISO4266-1:2002, como de ISO 4266-3:2002.

8.1.2.8 La exactitud en la interfase debe ser ±3 mm o mejor.

8.1.2.9 La exactitud en la medición de densidad debe ser de ±5 kg/m3 o mejor.






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8.1.2.10 La exactitud en la medición de temperatura debe ser de ±0.1 °C o mejor.

8.1.2.11 La repetibilidad del transmisor de nivel debe ser de ±0.8 mm o mejor.

8.1.2.12 El suministro eléctrico para el transmisor de nivel servo-operado puede ser de 120 VCA ±10 por cientoo 220 VCA ±10 por ciento, 60 Hz, o 24 VCD de acuerdo a lo especificado en el Anexo 12.1 de esta NRF y/o enlas bases de licitación.

8.1.2.13 La electrónica debe operar satisfactoriamente en un intervalo nominal (rango) de temperaturaambiente de -20°C a 60°C.

8.1.2.14 Los ajustes de cero y la amplitud nominal “span” se pueden hacer desde el transmisor o bien desde elconfigurador portátil, previa introducción de clave de acceso.

8.1.2.15 Debe desplegar lecturas de nivel, interfase, temperatura, presión y densidad en las unidades indicadasen las hojas de especificación en una pantalla “display” tipo LCD con caracteres alfanuméricos, que incluya:mínimo 2 líneas de dieciséis caracteres cada una.

8.1.2.16 Deben tener la funcionalidad de configurar las alarmas de nivel: alto, muy-alto, bajo, muy-bajo y deinterfase líquido-líquido, de acuerdo a lo indicado en el Anexo 12.1 de esta NRF y/o en las bases de licitación.

8.1.2.17 Todas las partes del servo operado que estén en contacto con el producto o sus vapores deben serquímicamente compatibles con el producto para evitar la contaminación del producto y la corrosión delinstrumento, y cumplir con 4.3.5 de ISO 4266-1:2002 e ISO 4266-3:2002, el 4.2.4 de ISO 4266-6:2002.

8.1.3 Desplazador o palpador.

8.1.3.1 Se debe suministrar el elemento sensor de nivel tipo desplazador o palpador, el cual debe cumplir con loindicado en las hojas de especificaciones del anexo 12.1 de esta NRF y/o en las bases de licitación.

8.1.3.2 Se debe suministrar el cable o hilo de medición entre el transmisor y el desplazador o palpador.

8.1.4 Indicador remoto local.

8.1.4.1 Debe tener integrada una pantalla “display” de LCD con caracteres alfanuméricos, que incluya mínimo 2líneas de dieciséis caracteres cada una e indicar lecturas de medición como se solicita en el Anexo 12.1 y/obases de licitación.

8.1.4.2 El indicador remoto debe enviar instrucciones al transmisor de nivel tipo servo operado mediante unconfigurador portátil, para su configuración y operación.

8.1.4.3 El suministro eléctrico puede ser de 120 VCA ±10 por ciento o 220 VCA ±10 por ciento, 60 Hz o 24VCD como se solicita en el Anexo 12.1 de esta NRF y/o en las bases de licitación.

8.1.4.4 El proveedor o contratista debe suministrar los accesorios de acero inoxidable para montaje en yugo de51 mm (2 pulgadas).

8.1.4.5 El proveedor o contratista debe suministrar el cable dedicado para interconexión del indicador remotolocal y el transmisor de nivel.

8.1.5 Medición automática de temperatura.






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8.1.5.1 Se debe llevar a cabo una Medición Automática de Temperatura en Tanque (ATT), mediante la

instalación de un sensor de temperatura que mida la temperatura a distintas alturas del tanque para obtener unperfil de temperaturas y una temperatura media. El sensor de temperatura debe cumplir con los requisitosindicados en el anexo 12.1 de esta NRF y/o en las bases de licitación. El nivel del líquido en el tanque debe sermedido al mismo tiempo que la temperatura.

8.1.5.2 El sensor de temperatura debe estar constituido por elementos puntuales o por una sonda detemperatura flexible y variable, como se solicita en el Anexo 12.1 de esta NRF y/o en las bases de licitación, quecontengan elementos detectores resistivos de temperatura (RTD) de platino (Pt) de 100 ohms a 0ºC, distribuidosa lo largo de la sonda de temperatura, en donde, los detectores resistivos de temperatura deben cumplir con losrequisitos del 8.1.4 de NRF-148-PEMEX-2011.

8.1.5.3 La longitud de la sonda de temperatura debe cubrir la altura total del tanque hasta la plataforma deinstalación y debe ser para el tipo de conexión indicada en el anexo 12.1 de esta NRF y/o en las bases de

licitación, asimismo, la sonda de temperatura debe tener un contrapeso que se introduzca en la boquilla deltanque en la cual va a ser instalada.

8.1.5.4 Tanto para transferencia de custodia como para control de inventarios, en tanques de almacenamientoatmosféricos, la medición ATT debe cumplir con 4 de ISO 4266-4:2002 y el sensor de temperatura debe cumplircon los requisitos de 6 y 7 de ISO 4266-4:2002, asimismo, para la selección de la cantidad de elementosdetectores resistivos de temperatura que se deben instalar en el tanque de almacenamiento y requisitos de suinstalación se debe cumplir con 8 de ISO 4266-4:2002 y con lo indicado en el Anexo 12.1 de esta NRF y/o en lasbases de licitación.

8.1.5.5 Tanto para transferencia de custodia como para control de inventarios, en tanques de almacenamientopresurizados, la medición ATT debe cumplir con 4 de ISO 4266-6:2002, el sensor de temperatura debe cumplircon los requisitos de 6 y 7 de ISO 4266-6:2002, asimismo, para la selección de la cantidad de detectoresresistivos de temperatura que se deben instalar en el tanque de almacenamiento y requisitos de su instalaciónse debe cumplir con 8 de ISO 4266-6:2002 y con lo indicado en el Anexo 12.1 de esta NRF y/o en las bases delicitación.

8.1.5.6 El proveedor o contratista debe suministrar, el cable de conexión entre el transmisor de nivel y el sensorde temperatura.

8.1.6 Cámara de calibración y mantenimiento.

8.1.6.1 Cuando se especifique en el Anexo 12.1 y/o en las bases de licitación se debe suministrar la cámara decalibración y mantenimiento, separada o fundida en el cuerpo del transmisor de nivel tipo servo-operado. Estadebe tener una mirilla.

8.1.6.2 Debe tener conexión, para purga de 13 mm (1/2 pulgada) NPT o equivalente, el proveedor o contratistadebe suministrar el tapón del mismo material del cuerpo.

8.1.7 Transmisor de presión.

8.1.7.1 En tanques a presión, se debe suministrar el transmisor de presión, y cumplir con la NRF-241-PEMEX-2010.






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8.1.8 Accesorios.

8.1.8.1 Cuando sea requerida en el Anexo 12.1 y/o en las bases de licitación se debe suministrar una válvula debloqueo tipo bola, para dar mantenimiento al transmisor de nivel tipo servo-operado, mientras el tanque seencuentre en servicio, las conexiones de la válvula de bloqueo deben cumplir con el 8.3.3 de esta NRF.

8.2 Materiales.

8.2.1 La cámara de calibración y el cuerpo del transmisor de nivel tipo servo-operado debe cumplir conAnexo 12.1 de esta NRF y/o las bases de licitación.

8.2.2 El desplazador o palpador, cable o hilo de medición, tambor, y sensor de temperatura, deben ser deacero inoxidable 316 (UNS S31600) y cumplir con ASTM A182/A182M–10 o equivalente o a lo indicado en elAnexo 12.1 de esta NRF y/o en las bases de licitación.

8.2.3 La válvula de bloqueo tipo bola, debe ser de acero al carbono con asiento de teflón o a lo indicado en elAnexo 12.1 de esta NRF y/o en las bases de licitación.

8.2.4 Para servicio amargo o de ácido sulfhídrico (H2S), el material en contacto con el fluido de proceso o susvapores debe ser de acero inoxidable y cumplir con ISO 15156-1:2009, ISO 15156-2:2009, ISO 15156-3:2009 ycon NACE Standard MR0103-2007 o equivalente, cuando los instrumentos para medición de nivel en tanques dealmacenamiento se instalan en centros de trabajo de refinación de petróleo y procesos relacionados quecontienen atmósferas corrosivas (H2S).

8.3 Fabricación.

8.3.1 El transmisor de nivel tipo servo operado, el indicador remoto, el sensor de temperatura y el transmisor

de presión deben tener, cada uno, una placa de identificación permanentemente asegurada al instrumento (nose aceptan uniones por adhesivo) conteniendo la siguiente información:

a) Identificación y servicio.

b) Marca, modelo y número de serie.

c) Fecha de fabricación.

d) Suministro eléctrico.

e) Tipo de protección

8.3.2 La fabricación de los instrumentos para medición de nivel en tanques de almacenamiento paraaplicaciones en transferencia de custodia, debe cumplir los requisitos establecidos en 8.2.1 de la NRF-111-PEMEX-2006.

8.3.3 Los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento que suministre el proveedor ocontratista deben cumplir con el tipo y tamaño de las conexiones que tenga el tanque de almacenamiento, lascuales, para cada uno de estos instrumentos, se definen en el anexo 12.1 de esta NRF y/o en las bases delicitación, las conexiones bridadas deben cumplir con ASME B16.5-2009 o equivalente.

8.3.4 Los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento deben cumplir con la NRF-036-PEMEX-2010 para la clasificación de área indicada en el Anexo 12.1 de esta NRF y/o en las bases de licitación,asimismo las envolventes de estos instrumentos deben cumplir con el tipo de protección a la intemperie que sesolicite en el anexo 12.1 de esta NRF y/o en las bases de licitación.






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8.3.5 Los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento deben estar certificados por cualquiera

de los siguientes organismos reguladores: UL, FM, ATEX, CSA, CENELEC o equivalentes y debe mostrarlo ensu placa de datos, para la clasificación de área indicada en 8.3.4.

8.3.6 Las instalaciones eléctricas de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento debencumplir con la NRF-048-PEMEX-2007 en los siguientes incisos:

a) Cuando la distribución eléctrica de las señales es aérea y los cables son protegidos con tubería conduitse debe cumplir con 8.4.2 incisos: a, d, e, g, h, i, j, k, l, m, n, p, q, r, t, u, v, w.

b) Cuando la distribución eléctrica es en plataformas, el tubo conduit debe cumplir con 8.4.2.1.

c) Los cables deben cumplir con 8.4.5.1 y 8.4.5.3 incisos a y e.

d) El alambrado a los instrumentos debe cumplir con 8.14 incisos a, b y c.

8.3.7 Las conexiones para el suministro eléctrico y señalización del transmisor de nivel, del indicador localremoto y el sensor de temperatura deben ser de 19 mm (3/4 pulgada) NPT o equivalente.

8.3.8 El transmisor de nivel, el sensor de temperatura, el configurador y el indicador local remoto deben tenerfiltros electrónicos para eliminar interferencias producidas por señales de radiofrecuencia y electromagnéticas,para lo cual debe cumplir con IEC 61000-6-2:2005, IEC 61000-6-4:2006 y IEC 61326-1:2008.

8.4 Inspección y pruebas.

8.4.1 Previo a la entrega-recepción de los instrumentos para medición de nivel en tanques de almacenamientopor parte del proveedor o contratista al cliente, se debe llevar a cabo una inspección y verificación documental detodos los componentes que forman parte del instrumento de nivel tipo servo operado.

8.4.2 El proveedor o contratista debe efectuar en forma conjunta con personal designado de PEMEX, lainspección de cada uno de los instrumentos para medición de nivel en tanques de almacenamiento, comprobandoque estén completos y conforme a los requisitos técnicos solicitados en esta NRF y/o Bases de Licitación. Elproveedor o contratista debe cumplir con los requisitos que se indican en 8.2.3 de NRF-049-PEMEX-2009.

8.4.3 Pruebas en siti o.

8.4.3.1 Cuando se indique en las Bases de Licitación, el proveedor o contratista debe realizar pruebas en sitio yde funcionalidad de los instrumentos para medición de nivel en tanques de almacenamiento.

8.5 Almacenamiento y transporte.

El proveedor o contratista debe cumplir con los requerimientos de almacenamiento, transporte y distribución quese establecen a continuación:

8.5.1 Se debe cumplir con la P.1.0000.09, excepto el 8.1.1, 8.1.2, 8.1.3, 8.1.4, 8.1.5 y 8.1.7.

8.5.2 Para los aspectos de almacenamiento, transporte y manejo de los instrumentos de nivel tipo servooperado, para aplicaciones de transferencia de custodia, el proveedor o contratista debe cumplir losrequisitos establecidos en el 8.2.6 de NRF-111-PEMEX-2006.






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8.6 Documentación a entregar por el proveedor o contratista.

8.6.1 Generalidades.

8.6.1.1 Toda la documentación que debe entregar el proveedor o contratista para los instrumentos paramedición de nivel en tanques de almacenamiento debe cumplir con los requisitos establecidos en el 8.4.1 de laNRF-111-PEMEX-2006 y con lo siguiente.

8.6.2 Documentación que el proveedor o contratista debe entregar con su propuesta.

8.6.2.1 La hoja de especificaciones del Anexo 12.1 de esta NRF que debe ser revisada y completada por elproveedor o contratista.

8.6.2.2 La información que se establece en 8.4.2 de la NRF-111-PEMEX-2006.

8.6.3 Documentación que el proveedor o contratista debe entregar después de colocada la orden decompra.

8.6.3.1 La información que se establece en el 8.4.3 de NRF-111-PEMEX-2006, adicionalmente paraaplicaciones de transferencia de custodia, también debe entregar la información que se establece en el 8.2.4 deNRF-111-PEMEX-2006.

8.6.3.2 Cinco (5) juegos completos de la siguiente documentación, la cual debe ser en idioma español e incluirsu simbología:

a) Dibujos mostrando dimensiones con detalles de montaje y peso, especificaciones de los instrumentos.Se deben indicar los materiales.

b) Diagrama de bloques indicando las partes que integran el instrumento de nivel tipo servo operado.

c) Dibujos del fabricante que indiquen todos los detalles del montaje e instalación.

d) Diagramas de alambrado e interconexión eléctrica de los componentes de los instrumentos paramedición de nivel en tanques de almacenamiento.

e) Hoja de especificaciones del Anexo 12.1 de esta NRF, revisada y completada por el proveedor ocontratista.

f) Descripción completa de los instrumentos para tanques de almacenamiento.

g) Manuales de instalación, operación y mantenimiento.

h) La lista de partes de repuesto requeridas para dos años de operación, incluyendo procedimientos yprogramas de reemplazo de cada componente.

8.6.3.3 El informe o dictamen de calibración de los instrumentos de medición de presión, nivel y temperaturadebe ser emitido por laboratorios, homologados conforme a la LFMN y su Reglamento y debe suministrar toda lainformación para el cálculo de la incertidumbre tipo B.

8.6.3.4 Los certificados o aprobaciones internacionales de cumplimiento con la fabricación, recubrimiento detarjetas, seguridad y clasificación de área.

8.6.3.5 La documentación de las pruebas en sitio.






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8.6.3.6 Para tanques de almacenamiento atmosféricos la documentación de calibración en fábrica se debe

tener cinco (5) puntos de referencia (0, 25, 50, 75 y 100 por ciento de la señal de salida) del transmisor de niveltipo servo-operado, y para tanques presurizados tener dos (2) puntos de referencia (0 y 100 por ciento de laseñal de salida) del transmisor de nivel tipo servo-operado.

8.6.3.7 La documentación de la garantía de los instrumentos para medición de nivel en tanques dealmacenamiento, debe cumplir con los requisitos que se establezcan en las Bases de Licitación y paraaplicaciones de transferencia de custodia, además debe cumplir con lo establecido en 8.2.7 de la NRF-111-PEMEX-2006.

8.6.3.8 La documentación de garantía que avale los siguientes conceptos:

a) Partes y accesorios del instrumento de nivel tipo servo operado.

b) Materiales.

8.6.3.9 El documento que garantice por escrito que los instrumentos para medición de nivel en tanques dealmacenamiento no van a ser obsoletos por un período de 10 años y que se pueden actualizar y ser compatiblescon los nuevos desarrollos que a futuro sean liberados en el mercado de esta tecnología.

9 RESPONSABILIDADES.

Esta sección establece las responsabilidades mínimas que deben ser observadas por Petróleos Mexicanos yorganismos subsidiarios, así como proveedores o contratistas de los instrumentos de nivel tipo servo-operados.

9.1 Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

9.1.1 Vigilar el cumplimiento de esta NRF para la adquisición de los instrumentos de nivel tipo servo-operadosen Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

9.2 Proveedor o cont ratista.

9.2.1 Seleccionar el equipo que cumpla con los requisitos especificados en esta norma y en el Anexo 12.1 y/ocon lo indicado en las Bases de Licitación.

9.2.2 Cumplir con los requisitos especificados en esta NRF.

9.2.3 Responder plenamente ante la ocurrencia de fallas en operación de los instrumentos para medición de

nivel en tanques de almacenamiento.

9.2.4 Instalar, calibrar, capacitar, probar y la puesta en operación de los instrumentos para medición de nivelen tanques de almacenamiento nivel tipo servo-operados, como se solicita en las Bases de Licitación y/oContrato.

9.2.5 Para aplicaciones de transferencia de custodia, además se debe cumplir con las responsabilidadesestablecidas en 9.1.2, 9.1.3 y 9.5.1 de NRF-111-PEMEX-2006.






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9.2.6 Cumplir con la calidad y operación de los instrumentos para medición de nivel en tanques de

almacenamiento suministrados, conforme a la hoja de especificaciones del Anexo 12.1 de esta NRF y/o con loindicado en las Bases de Licitación.

9.2.7 Conocer el contenido de la presente norma y cumplir con los requisitos establecidos en las bases delicitación.

10 CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES.

Esta norma de referencia no tiene concordancia.

11 BIBLIOGRAFÍA.

11.1 API MPMS 3.1 B:2001 Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 3—Tank Gauging"Standard Practice for Level Measurement of liquid Hydrocarbons in Stationary Tanks by Automatic TankGauging", second edition. (Manual de normas de medición de petróleo Capítulo 3— Medición en tanques“Norma de prácticas para la medición de nivel de hidrocarburos líquidos en tanques estacionarios por indicaciónautomática en tanques”, segunda edición).

11.2 API MPMS 3.6:2001 Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 3—"Measurement of Liquid Hydrocarbons by Hybrid Tank Measurement Systems", first edition. (Manual de normas de medición depetróleo Capítulo 3—“Medición de hidrocarburos líquidos por sistemas de medición de tanques híbridos”,primera edición).

11.3 ASME B16.5-2009 Pipe Flanges and Flanged Fittings (Bridas de tubería y conexiones bridadas).

11.4 ASTM A182/A182M-10 Standard Specification for Forged or Rolled Alloy and Stainless Steel PipeFlanges, Forged Fittings, and Valves and Parts for High-Temperature Service (Especificación para bridas detubería de acero inoxidable y aleaciones forjadas o laminadas, accesorios forjados, y válvulas y partes paraservicio de alta temperatura).

11.5 NACE Standard MR0103-2007 Standard material requirements - Materials resistant to sulfide stresscracking in corrosive petroleum refining environments, 2007 (Estándar de requisitos de material - Materialesresistentes a la fracturación por sulfuros en ambientes corrosivos de refinación del petróleo, 2007).

11.6 Especif icación PEMEX P.1.0000.09 Embalaje y marcado de equipos y materiales costa afuera. Primera

Edición. PEP. 2005. (Shipment and marking for offshore equipment and goods).






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12 ANEXOS.

12.1 Hoja de especifi caciones.

HOJ A DE ESP ECIFICACIONES


HOJA 1 DE 4

ESPEC. No. REV:

REVISIÓN No. POR FECHACONTRATO FECHA

PROYECTO:PLANTA: POR REVIS APRO.LOCALIZACION:

GENERAL

1 ▲ Identificación del transmisor de nivel2 ▲ Identificación del tanque3 ▲ Capacidad del tanque (m3)

4 ▲ Tipo de tanque

Atmosférico ( ) Techo fijo ( ) Techo fijo con Membrana Interna Flotante ( ) Techo flotante ( )Presurizado (Esférico) ( )

5 ▲ Dimensiones del tanqueAltura ____________ m (del fondo al techo del tanque)

Diámetro ____________ m

6 ▲ Aplicación Transferencia de custodia ( )Control de inventarios ( )

7 ▲ Nivel máximo de llenado (m)

8 ▲ Remolinos dentro del tanqueSí ( ) No ( )

Describir: ______________________

9 ▲ Presencia de espuma dentro del tanqueSí ( ) No ( )

Describir: ______________________

10 ▲ Presencia de vapores dentro del tanqueSí ( ) No ( )

Describir: ______________________

11 ▲ Condensaciones del líquido dentro del tanqueSí ( ) No ( )

Describir: ______________________

12 ▲ Agitador dentro del tanque Sí ( ) No ( )

13 ▲ Clasificación de área(Cumple NRF-036-PEMEX-2010)

No peligroso ( )Intrínsecamente seguro ( )A prueba de explosión ( )Clase: I ( ) II ( )División: 1 ( ) 2 ( )Grupo: A ( ) B ( ) C ( ) D ( )

14 ▲ Instrumentos que se deben instalar

Medidor de nivel tipo servo operado ( )Indicador remoto local ( )Sensor de temperatura ( )Promediador de temperatura ( )

Transmisor de presión ( )Sensor del nivel de agua ( )

15 ▲ Variables a medir

Intervalo nominal (Rango) de operaciónNivel ___________________ (m)

Temperatura ___________________ (ºC)Nivel de interfase del agua ___________________ (m)Presión ___________________ (kg/cm2)

16 Para servicio amargo o ácido sulfhídrico H2SPara ambientes corrosivos con presencia H2S

ISO 15156-1, 2, 3: 2009 ( )NACE Std MR0103-2007 o Equivalente ( )

NOTAS Símbolo ▲: Para adquisición directa, los datos deben ser proporcionados por PEMEX; Para proyectos tipo IPC (Ingeniería,procura y construcción), llave en mano o licitación pública los datos deben ser proporcionados por el proveedor o contratista.Símbolo : Datos que pueden llegar a ser proporcionados por PEMEX, en caso contrario, deben ser proporcionados por elproveedor o contratista.Símbolo: Datos que deben ser proporcionados por el proveedor o, contratista.






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HOJA 2 DE 4

ESPEC. No. REV:REVISI N No. POR FECHA

CONTRATO FECHA

PROYECTO:PLANTA: POR REVISÓ APRO.LOCALIZACI N:

CONDICIONESDEL SERVICIO

17 ▲ Líquido superior18 ▲ Líquido inferior19 ▲ Presión de operación (kg/cm2)20 ▲ Presión de vapor (kg/cm2)

21▲ Temperatura ambiente (°C) / Temperatura de

operación (°C)22 ▲ Viscosidad (Pa s)

23 ▲ Densidad (kg/m3)

TRANSMISORDE NIVEL

24 Material del cuerpoAluminio bajo en cobre ( ) Ac. Inox. 316 ( )Otro: ( ), definir:_________________

25 Material de los empaquesBuna N ( ) Silicón ( ) Neopreno ( )Vitón ( ) Teflón ( )Otro: ( ), definir:___________

26 ▲ Intervalo nominal (Rango) de nivel (m)

27 ▲ Intervalo nominal (Rango) de densidad (kg/m3)

28 ▲ Alimentación eléctrica 120 VCA ±10 por ciento ( ) 24 VCD ( )Otro: ( ) definir:_________________

29 ▲ Señales de entrada

Protocolo:

Temperatura ____________ Presión ____________ Indicador remoto ____________

30 Señal(es) de Salida

4-20 mA( ) Hart ( ) RS 485 Modbus ( )31 ▲ Alarmas configurables Muy Alto Nivel ( ) Alto Nivel ( )

Bajo Nivel ( ) Muy Bajo Nivel ( )

32 Pantalla del Indicador Tipo _________ No. De líneas ___ No. de caracteres por línea _____

33 Configuración y modificación de parámetrosBotones ópticos en la carátula del Transmisor ( )Configurador externo ( )

34 Protección a la intemperie Tipo ________ (Cumple NMX-J -235-1/2-ANCE-2008/2000 óIP _________ (Cumple IEC 60529:2009)

35 Recubrimiento de las tarjetas electrónicasCumple con IEC 61086-3-1:2004 ( )Otro _____________________________

36 Conexión a la cámara de calibración, a la válvulade aislamiento o al tanque

Tipo de Brida: Cara _______ Clase_______

Diámetro nominal: __ _______ mm (pulgadas)

37 Conexión eléctrica 19 mm (¾ de pulgada) NPT hembra ( )13 mm (½ pulgada) NPT hembra con adaptador a

19 mm ( ¾ de pulgada) ( )

CÁMARA DECALIBRACIÓN

38 Material Acero al carbono ( )Ac. Inox. 304 ( ) Otro _______________

39 Tipo Integrada al transmisor ( )Independiente ( )

40 Conexión para purga de 13 mm (1/2 pulgada) NPT o equivalente con tapón

41 Conexiones Tipo de Brida: Cara _________ Clase________ Diámetro nominal:___________ mm (pulgadas)

NOTAS Símbolo ▲: Para adquisición directa, los datos deben ser proporcionados por PEMEX; Para proyectos tipo IPC (Ingeniería,procura y construcción), llave en mano o licitación pública los datos deben ser proporcionados por el proveedor o contratista.Símbolo : Datos que pueden llegar a ser proporcionados por PEMEX, en caso contrario, deben ser proporcionados por elproveedor o contratista.Símbolo: Datos que deben ser proporcionados por el proveedor o contratista.






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HOJ A DE ESP ECIFICACIONESINSTRUMENTOS DE NIVEL TIPO

SERVO-OPERADOS

HOJA 3 DE 4ESPEC. No. REV:

REVISI N No. POR FECHACONTRATO FECHA

PROYECTO:PLANTA: POR REVISÓ APRO.LOCALIZACIÓN:

DESPLAZADORO PALPADOR

42 Material del cable del desplazador o palpador (hilode medición)

Ac. Inox. 316 ( ) Hastelloy C ( ) Tantalio ( )Ac. Inox. 316 recubierto con teflón ( )Otro: ( ) definir:_________________

43 Material del desplazador o palpador Ac. Inox. 316 ( ) Hastelloy C ( ) Alloy C ( )

Teflón ( ) Otro _________________

44

Tipo (forma) del desplazador o palpador

Cilíndrica ( ) Cônica ( )Disco ( )

SENSOR DETEMPERATURA

45 Tipo Sonda Flexible y variable ( )Puntual ( )

46 Tipo elemento sensor, material y conductores RTD, Pt 100 ohms, 0 °C, 3 conductores47 ▲ Intervalo nominal (Rango) Temperatura (°C)

48 Conexión al tanque Tipo de Brida: Cara __________ Clase________

Diámetro nominal: __ ________ mm (pulgadas)

48 Sistema de fijación al fondo del tanque _____ anclaje _____ contrapesos

50 Sonda de temperatura Si ( ) No ( )

51 Características de la sonda Longitud _______ m Número de elementos _____ Distancia del fondo del tanque al primer RTD _______ m

52 Material de la sonda Ac. Inox. 316 ( ) Nylon ( )Otro: ( ) definir:____________________

53 Comunicación de la sonda con el transmisor denivel

Hart ( ) Modbus ( ) Otro: ( )

Definir:_______________

54 Termopozo Si ( ) No ( )

55 Material del termopozo (si aplica)

Ac. Inoxidable 304 ( ) Hastelloy ( )

Ac. inoxidable 316 / 316L ( ) Titanio ( ) Monel ( )

otro: ______________

56 Montaje del termopozo (si aplica)Roscado ( ) Bridado ( ) Brida deslizable ( ) Tipo de Brida:Cara _________ Clase__________ Diámetro nominal:_______________ (mm) pulgadas

57 Material de la cabeza promediadora detemperatura Aluminio fundido ( ) Otro _______________

58 Conexión eléctrica de la cabeza 19 mm (¾ de pulgada) NPT hembra ( )13 mm (½ pulgada) NPT hembra con adaptador a 19 mm ( ¾ de pulgada) ( )

59 Longitud de cable de conexión con el transmisor

de nivel (m)







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HOJA 4 DE 4

ESPEC. No. REV:REVISI N No. POR FECHA

CONTRATO FECHA

PROYECTO:PLANTA: POR REVISÓ APRO.LOCALIZACI N:

VÁLVULA DEBLOQUEO

60 TipoBola paso completo ( )Bola paso reducido ( )Otro: ( ) definir:_________________

61 Tamaño (mm/pulgadas)

62 Material del cuerpo y de la bolaAc. al carbono ( ) Ac. Inoxidable 316 ( )Ac. Inox. 304 ( ) Otro _________________

63 Material del asiento Teflón ( ) Otro _________________

64 Conexiones a la cámara de calibración y al tanque Tipo de Brida: Cara _________ Clase________ Diámetro nominal: __ _______ mm (pulgadas)

INDICADORREMOTO

LOCAL

65 Pantalla del Indicador Tipo _______ No. de líneas _______ No. de caracteres por línea _______

66 Calibración y modificación de parámetrosBotones ópticos en la carátula del Transmisor ( )Calibrador externo ( )

67 ▲ Alimentación eléctrica. 120 VCA ±10 por ciento ( ) 24 VCD ( )Otro: ( ) definir:_________________

68 Longitud cable de conexión con el transmisor denivel (m).

69 Protección a la intemperie Tipo ________(Cumple NMX-J -235-1/2-ANCE-2008/2000 óIP ________ (Cumple IEC 60529:2009).

70 Recubrimiento de las tarjetas electrónicasCumple con IEC 61086-3-1:2004 ( )Otro _____________________________

71 Conexión eléctrica 19 mm (¾ de pulgada) NPT hembra ( )13 mm (½ pulgada) NPT hembra con adaptador a 19 mm ( ¾ de pulgada) ( )

72 Material del cuerpo Aluminio fundido ( ) Otro: ( ) definir:_______

73 InstalaciónMontaje en yugo de 2 pulgadas ( )Otro: ( ) definir:___________

74 Accesorios de montaje

75 Señales de entradaProtocolo:

Transmisor de Nivel ____________

76 Señal de Salida Hart ( ) Otro ( ) definir ______________

TRANSMISORDE PRESIÓN

77 Llenar hoja de especificaciones del Anexo 12.2 dela NRF-241-PEMEX-2010

CONFIGURADOR PORTÁTIL

78 Tipo Alámbrico ( ) Inalámbrico ( )

79 Pantalla Tipo _____ No. de líneas _____ No. de caracteres por línea _____

80 Batería recargable Tipo _________ Tiempo de carga _____ hrs. máximo

Duración de la carga ____ hrs.

81 Protocolo de comunicación82







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12.2 Presentación de documentos normativos equivalentes.

Sí el proveedor, contratista o prestador de servicios considera que un documento normativo es equivalente aldocumento normativo (norma, código, especificación o estándar) indicado en esta norma de referencia, debesolicitar por escrito a Petróleos Mexicanos la revisión, para que en su caso otorgue autorización, del documentopresuntamente equivalente, anexando los antecedentes y argumentación en forma comparativa, concepto porconcepto, demostrando que como mínimo se cumplen los requisitos de la norma, código, especificación oestándar en cuestión. Petróleos Mexicanos debe dar respuesta por escrito a dicha solicitud, indicando si es o noautorizado para utilizarse como documento normativo equivalente.

Los documentos señalados en el párrafo anterior si no son de origen mexicano, deben estar legalizados anteCónsul Mexicano, o cuando resulte aplicable, apostillados de conformidad con el “Decreto de Promulgación dela Convención por la que se Suprime el Requisito de Legalización de los Documentos Públicos Extranjeros”publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995. Los documentos que se presenten en

un idioma distinto al español se deben acompañar con su traducción a este idioma hecha por perito traductor.

En caso que Petróleos Mexicanos no autorice el uso del documento normativo equivalente propuesto, elproveedor, contratista y/o prestador de servicios está obligado a cumplir con la normatividad establecida en estanorma de referencia.

Documents

NRF-161-PEMEX-2011 Instrumentos de Nivel Tipo Servooperados