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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS

Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS 7 de junio de 2009 PÁGINA 1 DE 23

SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS

ANALIZADORES CONTINUOS DE VISCOSIDAD DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

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Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios

ANALIZADORES CONTINUOS DE VISCOSIDAD DE HIDROCARBUROS

LÍQUIDOS PÁGINA 3 DE 23

CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA

0 INTRODUCCIÓN. .............................................................................................................................................4 1 OBJETIVO........................................................................................................................................................4 2 ALCANCE. .......................................................................................................................................................5 3 CAMPO DE APLICACIÓN. ..............................................................................................................................5 4 ACTUALIZACIÓN. ...........................................................................................................................................5 5 REFERENCIAS. ...............................................................................................................................................5 6 DEFINICIONES. ...............................................................................................................................................6 7 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS......................................................................................................................7 8 DESARROLLO.................................................................................................................................................8

8.1 Condiciones de diseño. ..........................................................................................................................8 8.2 Materiales. ............................................................................................................................................12 8.3 Fabricación. ..........................................................................................................................................13 8.4 Inspecciones y pruebas........................................................................................................................13 8.5 Marcado, almacenamiento y transporte. ..............................................................................................13 8.6 Documentación a entregar por el proveedor........................................................................................14 8.7 Instalación.............................................................................................................................................14 8.8 Protocolo de pruebas. ..........................................................................................................................15 8.9 Servicio y/o suministros que debe proporcionar el proveedor o contratista. .......................................17

9 RESPONSABILIDADES. ...............................................................................................................................18 10 CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES. ................................................18 11 BIBLIOGRAFÍA. .............................................................................................................................................18 12 ANEXOS.........................................................................................................................................................19

12.1 Presentación de documentos normativos equivalentes.......................................................................19 12.2 Hoja de especificaciones. ....................................................................................................................20

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0 INTRODUCCIÓN.

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios lleva a cabo una gran diversidad de actividades vinculadas al desempeño de sus funciones fundamentales, tales actividades tienen implícita la necesidad de establecer los requisitos que deben cumplir los analizadores continuos de viscosidad de hidrocarburos líquidos, utilizados en las instalaciones industriales y/o centros de proceso, para lo cual es imperativo destacar la selección de materiales, inspección, pruebas, empaque, embarque, almacenamiento y la documentación que debe entregar el proveedor y/o contratista cuando suministre tales equipos. Con base en lo antes señalado, en esta norma de referencia se definen los requisitos técnicos mínimos que deben cumplir este tipo de analizadores continuos de viscosidad de hidrocarburos líquidos, que se adquieran conforme a las características físicas de las instalaciones y a las condiciones de operación de cada proceso a los que se destinen, todo esto circunscrito al ámbito del marco legal aplicable en materia. Esta norma se realizó en atención y cumplimiento al marco legal que se menciona a continuación: Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las mismas y su Reglamento. Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento. Guía para Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (CNPMOS-001 Revisión 1, septiembre 30 de 2004). Políticas, Bases y Lineamientos en Materia de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, para Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Participaron en su elaboración: Petróleos Mexicanos. PEMEX-Exploración y Producción. PEMEX-Gas y Petroquímica Básica. PEMEX-Petroquímica. PEMEX-Refinación. Instituto Mexicano del Petróleo DIBEN/INOVA.

1 OBJETIVO.

Establecer los requisitos técnicos y documentales para adquirir los analizadores continuos de viscosidad de hidrocarburos líquidos que se utilizan en las instalaciones industriales y/o centros de proceso de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

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2 ALCANCE.

Esta norma de referencia contiene los requisitos de diseño, instalación y pruebas que deben cumplir los analizadores continuos de viscosidad de hidrocarburos líquidos, parámetro que es determinado con el método basado en el principio de Hagan Poiseuille; estos analizadores son adquiridos para ser utilizados en las instalaciones industriales y/o centros de proceso de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

3 CAMPO DE APLICACIÓN.

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

4 ACTUALIZACIÓN.

Esta norma de referencia se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. 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 acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (CNPMOS). Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 y dirigirse por escrito al: Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos. Av. Marina Nacional # 329. Piso 23, Torre Ejecutiva, Col. Huasteca, C. P. 11311. México, D. F. Teléfono directo: 55-1944-9240; Conmutador: 55-1944-2500, Extensión: 54997. Correo electrónico: [email protected].

5 REFERENCIAS.

NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones eléctricas (utilización). NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida. NMX-EE-053-1979 Envase y Embalaje – Marcado de Contenedores Serie 1. NMX-EE-090-1980 Envase y Embalaje. Contenedores. Código de Marcado para Identificación en su

Manejo.

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IEC 61000-6-2:2005 Electromagnetic Compatibility (EMC). Part 6; Generic Satandars. Section 2: Inmunity for industrial enviromnments. (Compatibilidad Electromagnética (EMC) – Part 6: Normas genéricas – Sección 2: Inmunidad en entornos industriales).

IEC 61000-6-4:2006 Electromagnetic Compatibility (EMC). Part 6; Generic Satandars. Section 4: Emision

Standard for industrial enviromnments. (Compatibilidad Electromagnética (CEM) – Parte 6: Normas genéricas – Sección 4: Norma de emisión en entornos industriales.

IEC 61010-1:2001 Safety requirements of electrical equipment for measurement, control and

laboratory use - Part 1: General requirements (Requerimientos de seguridad de equipos eléctricos para medición, control y uso en laboratorio - Parte 1: Requerimientos generales).

IEC TR 61831:1999 Technical Report; On-line analyser systems – Guide to design and installation.

First edition 1999-07. (Reporte Técnico. Sistemas de analizadores en línea – Guía para diseño e instalación).

NRF-036-PEMEX-2003 Clasificación de Áreas Peligrosas y Selección de Equipo Eléctrico. NRF-046-PEMEX-2003 Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y control. NRF-049-PEMEX-2006 Inspección de bienes y servicios. NRF-053-PEMEX-2006 Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para instalaciones

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

6 DEFINICIONES.

Para los propósitos de esta norma de referencia aplican las definiciones siguientes: 6.1 Calibración: Conjunto de operaciones que establecen, en condiciones especificadas, la relación entre los valores de las magnitudes indicadas por un instrumento o sistema de medición, o los valores representados por una medida materializada o un material de referencia y los valores correspondientes de la magnitud realizada por lo patrones. El estándar usado como patrón para determinar la viscosidad dentro del alcance de esta norma, debe ser analizado por un laboratorio acreditado en términos de la LFMN. Este estándar debe usarse como referencia solo cuando existan resultados discrepantes entre el analizador y el laboratorio de planta. 6.2 Equivalente: Documento distinto a una Norma Oficial Mexicana (NOM), Norma Mexicana (NMX), Norma Internacional (ISO, IEC, etc.) o norma de referencia (NRF); puede ser una norma, especificación, método, estándar o código que cubre los requisitos y/o características físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier naturaleza; considerado como documento normativo extranjero como los citados en esta norma de referencia, para su aplicación como documento normativo equivalente, debe cumplir con lo establecido en el Anexo 12.1.

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6.3 Gabinete: Estructura para proteger el analizador, aislándolo de agentes como lluvia, nieve, viento, polvo, arena, temperatura y humedad; que protege de efectos solares, excesiva vibración y corrosión atmosférica. Debe ser diseñado para cumplir con la clasificación del área de riesgo donde vaya ser instalado el analizador, así como proteger al personal, al analizador y otros equipos cercanos. 6.4 Lazo: Combinación de dos o más sistemas o instrumentos interconectados mediante un arreglo definido para, entro otras funciones, medir y controlar una variable de proceso. 6.5 Sonda o probeta: Dispositivo usado para tomar una muestra del proceso que debe ser llevada al sistema de análisis del analizador. Generalmente es un tubo de diversas formas y materiales que se inserta en un punto ex profeso para obtener una muestra del proceso. 6.6 Unidad de toma de muestra: Es aquella que comprende los componentes necesarios para extraer una muestra representativa de la línea de proceso a ser analizada. 6.7 Unidad de acondicionamiento de muestra: Es la interfaz entre el proceso y la unidad de análisis del analizador, su función es acondicionar la muestra a la presión, temperatura, flujo y limpieza (por filtración) requeridos para su análisis. 6.8 Unidad de análisis: Es aquella que comprende los componentes necesarios para realizar la medición de la viscosidad de una muestra del proceso. 6.9 Unidad electrónica de control: Es la que comprende los elementos necesarios para realizar la conversión de la medición de la unidad de análisis, a fin de generar una señal que puede ser transmitida ya sea en forma analógica, digital o mediante transmisión de banda ancha o “highway links”.

7 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS.

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

DP/PA Equipos de control de proceso/equipos de control digital. DTI Diagrama de tubería e instrumentación. ° F Grados Fahrenheit. Hz Hertz. IEC International Electrotechnical Commission (Comisión Internacional Electrotécnica). ISO International Standard Organization (Organización Internacional de Estandarización).

LFMN Ley Federal sobre Metrología y Normalización. mA Mili amper.

NEMA National Electrical Manufacturers Association (Asociación Nacional de Fabricantes de Equipo

Eléctrico). NPT Nominal pipe thread (Rosca nominal para tubería). OPC Computadora personal abierta. PC Computadora personal.

PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. s Segundo.

TPC/IP Protocolo de control de transporte/Protocolo de Internet. VCA Volt de corriente alterna.

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Esta norma de referencia cumple con la NOM-008 SCFI-2002 “Sistema General de Unidades de Medida”.

8 DESARROLLO.

8.1 Condiciones de diseño.

El diseño de los analizadores continuos de viscosidad de hidrocarburos líquidos debe basarse en el principio Hagan Poiseuille, también debe diseñarse para tener la capacidad de efectuar mediciones continuas, permitir el fácil acceso para ajustes, mantenimiento y reparaciones; de tal forma que se lleven a cabo en el menor tiempo posible y sin suspender la operación del analizador. Estas características son fundamentales sobre todo para los elementos que requieran mayor cuidado y/o mantenimiento especial, a los cuales debe existir un fácil acceso sin que se tenga la necesidad de desmantelar y/o remover otros elementos del analizador. El diseño e instalación de estos analizadores continuos de viscosidad de hidrocarburos líquidos, debe cumplir con esta norma de referencia y con lo que establece la IEC/TR 61831:1999. Los analizadores deben ser libres de escurrimientos de líquidos y de fugas de productos peligrosos, gases y/o vapores nocivos. El diseño del analizador debe considerar todas las condiciones de proceso, de la muestra, de las instalaciones donde se debe ubicar, tomas de muestra y disponibilidad de espacio que PEMEX indique en la Hoja de especificaciones Anexo 12.2. Los analizadores a instalarse localmente deben estar protegidos contra las inclemencias del medio, tales como viento, sol y lluvia directa a través de un gabinete. La instalación final de los analizadores es responsabilidad total del proveedor y/o contratista. Este tipo de analizadores deben ser suministrados con todos los accesorios necesarios para su montaje, de acuerdo con los requerimientos establecidos en la Hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta norma, en la posición definitiva en el proceso y deben estar visibles al operador. En el diseño se debe establecer el tipo y tamaño de las conexiones de la sonda o probeta al proceso, si ésta es requerida por PEMEX en el Anexo 12.2 o bien si el fabricante la considera necesaria para el correcto funcionamiento del analizador, conforme a los requisitos que establece el numeral 8.1.1 de esta norma, para la unidad de toma de muestreo. Los analizadores deben ser diseñados de tal forma que su sistema e instalación eléctrica, cumplan con la NOM-001-SEDE-2005. Los analizadores deben ser suministrados con los dispositivos y accesorios necesarios para su calibración, tales como válvulas, conectores, reguladores y tubos, entre otros. Los analizadores deben estar constituidos por cuatro unidades principales: a) Muestreo o toma de muestra. b) Acondicionamiento de muestra. c) Análisis. d) Electrónica de control.

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En el sitio definitivo de instalación, las secciones de b, c y d deben estar íntegramente ensambladas, interconectadas y alambradas en uno o varios gabinetes o racks auto soportados, que no requieran de aire acondicionado y que sea auto soportado, con protección anticorrosiva a base de un sistema de recubrimiento epóxico que cumpla con la NRF-053-PEMEX-2006, cuya capa de acabado sea a prueba de intemperie con exposición a radiación solar y lluvia; los gabinetes deben ser a prueba de explosión NEMA 7 o equivalente o el indicado en la ingeniería de detalle del proyecto y conforme a la clasificación del área peligrosa que determine PEMEX con base a lo establecido en la NRF-036-PEMEX-2003. 8.1.1 Unidad de muestreo. a) El proveedor y/o contratista debe proporcionar los criterios para seleccionar la ubicación del punto de muestreo de tal forma que se tenga accesibilidad para verificación y mantenimiento, además de asegurar que la muestra tenga las siguientes características: I Ser representativa del proceso en cuanto a presión, temperatura, composición y propiedades físicas. II Ser homogénea. III Tener un tiempo muerto entre el muestreo e inicio del análisis, menor a 60 s. b) Cuando sea el caso, el analizador se debe suministrar con una sonda o probeta para tomar la muestra del fluido que se va a analizar para este tipo de aplicación específica. c) Cuando sea el caso, la sonda o probeta debe ser de tipo retráctil, para poder ser extraída de la línea de proceso en operación de forma segura y confiable. Se debe incluir un arreglo con válvula de bloqueo de ¼ de vuelta y de paso completo. d) Cuando sea requerimiento de proceso, debido a la naturaleza del fluido por analizar, a la temperatura ambiente y a la temperatura de operación; para evitar taponamiento de las líneas que llevan y retornan la muestra, del proceso hacia el analizador y viceversa, tales línea deben ser cubiertas con trazado eléctrico para que el líquido a ser analizado pueda fluir libremente. Asimismo, las líneas y válvulas deben ser aisladas térmicamente. e) El fabricante a través del proveedor y/o contratista, debe indicar el diámetro de la línea de muestreo, la distancia máxima entre la toma de muestra y el analizador, haciendo prevalecer el criterio de que el arreglo final debe ser de tal forma que el análisis se efectúe con el mínimo tiempo de transporte de muestra. f) El proveedor y/o contratista debe entregar un esquema avalado por el fabricante, donde se indiquen los componentes necesarios para habilitar el punto de muestreo. 8.1.2 Unidad de acondicionamiento de muestra. a) La unidad de acondicionamiento de muestra debe estar totalmente ensamblada y alambrada, así como contar con todos los accesorios necesarios para suministrar una muestra representativa del proceso según se indica en el numeral 8.1.1 y este 8.1.2 y que se debe verificar y asegurar mediante las Pruebas de Aceptación en Sitio (OSAT) como lo establece el numeral 8.8.9, a las condiciones requeridas por el analizador. b) El analizador se debe suministrar con un arreglo de filtros del tipo de auto limpieza, colocado antes de la unidad de acondicionamiento de muestra, con un conjunto de válvulas de bloqueo de paso completo, conectadas en paralelo que permitan llevar a cabo el mantenimiento requerido por los filtros, sin interrumpir la operación del analizador. c) El arreglo de filtros debe eliminar contaminantes, partículas extrañas o algún otro material que interfiera con la viscosidad. d) El proveedor y/o contratista debe indicar la lista de los componentes integrantes de esta unidad de acondicionamiento, que se proporcionan con el analizador, para garantizar que la muestra fluya al analizador a las condiciones requeridas. e) Esta unidad de acondicionamiento debe ser diseñada, con las consideraciones y adecuaciones necesarias para el retorno de la muestra analizada al proceso, para lo cual, el manual del analizador debe contener las instrucciones del fabricante para tal fin.

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La muestra debe ser retornada al proceso a un punto de menor presión, de acuerdo a las indicaciones del fabricante y donde lo establezca PEMEX, esto incluye la muestra manejada por el lazo rápido y la muestra analizada. f) El analizador se debe suministrar con un lazo rápido de muestreo cuando el caso lo amerite, en base a la distancia disponible indicada en la Hoja de especificaciones del Anexo 12.2, con los accesorios necesarios para la extracción y retorno de la muestra a las condiciones que se requieran, dichos accesorios requeridos, deben estar contenidos en el estante del analizador o “rack” auto soportado. g) El proveedor y/o contratista debe incluir todos los componentes de medición y control requeridos para el suministro de la muestra y de todos los fluidos requeridos por el analizador, cuyos contenedores deben estar conectados al sistema de acondicionamiento de muestra, como son el indicador de flujo y presión de la muestra, del fluido de dilución y del fluido de calibración, entre otros que sean necesarios. h) Se debe incluir el diagrama de bloques indicando las partes integrantes, entradas y salidas. i) Los dispositivos eléctricos de la unidad de acondicionamiento de muestra deben estar contenidos en una caja a prueba de explosión NEMA 7 o equivalente, según se indique la ingeniería de detalle del proyecto y debe ser de acuerdo a la clasificación del área peligrosa que determine PEMEX conforme a la NRF-036-PEMEX-2003. j) Todo el analizador debe poder aislarse de las líneas de proceso mediante válvulas de bloqueo. k) Cuando sea especificado por PEMEX en cualquier proyecto que así lo requiera, el proveedor y/o contratista debe proporcionar la toma de muestras para el laboratorio. l) Se debe suministrar un sistema de acondicionamiento de muestra que permita lo siguiente: 1) La separación de partículas o algún otro componente que contamine o afecte la muestra. 2) Remoción de contaminantes de la corriente de referencia. 3) Adecuar el flujo de la muestra para que el analizador de humedad opere bajo condiciones seguras y dentro de los parámetros de medición requeridos. 4) Reducir la presión a las condiciones requeridas por el analizador. 5) Calentamiento de la muestra para adecuar la temperatura y prevenir condensación en corrientes gaseosas con reducción de presión. 8.1.3 Unidad de análisis. a) Debe ser diseñada para determinar la viscosidad de hidrocarburos líquidos con base al principio de Hagan Poiseuille, cumplir con lo requisitos de esta norma de referencia y con la NRF-111-PEMEX-2006. b) Esta unidad de análisis debe estar equipada con controles de temperatura independientes para proporcionar una temperatura de operación estable que permita asegurar resultados confiables del análisis efectuado. c) La unidad de análisis debe estar protegida contra sobrecalentamiento que se pueda presentar por cualquier falla del equipo. d) La repetibilidad de los resultados obtenidos de la medición de viscosidad en la unidad de análisis, debe ser como máximo +/- 0,5 % de la escala total. e) La señal de salida de la unidad de análisis debe ser llevada escala arriba en caso de pérdida de señal de medición de temperatura. f) La precisión de la unidad de análisis debe permitir como máximo, una variación de +/- 1 % de la escala total. g) La unidad de análisis debe ser capaz de operar a un rango de temperatura ambiente de 277,60 K (4,44 °C; 40 °F) a 323,15 K (50 °C; 122 °F) con una humedad relativa máxima de 90% sin condensación. h) La unidad de análisis debe estar construida en forma integral, ensamblada con todas las demás partes del analizador dentro del “rack” auto soportado. Cuando sea requerido en el punto 9 del Anexo 12.2, debe cumplir con la clasificación a prueba de explosión (NEMA 7 o equivalente), para áreas peligrosas; Clase I, División 1 y Grupos conforme a lo indicado en las especificaciones del instrumento, mostradas en el punto 11 del Anexo 12.2.

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i) Este equipo debe realizar análisis continuos, para lo cual debe ser entregado por el proveedor y/o contratista, con todos los gases o líquidos auxiliares requeridos para su funcionamiento y estos deben conectarse a la unidad de análisis. Asimismo, deben entregarse todos los accesorios de control para el suministro de los fluidos auxiliares y se debe abastecer con un soporte metálico ex profeso para montar sus contenedores. j) El gabinete o rack del analizador debe instalarse a nivel de piso y no en altura, para facilitar y asegurar el suministro de los fluidos de referencia y calibración, a menos que la ingeniería del proyecto contravenga este requisito. k) Los analizadores a instalarse localmente deben protegerse contra la intemperie con techo a dos aguas. 8.1.4 Unidad electrónica de control. Cuando aplique, la unidad electrónica de control debe cumplir con los siguientes requisitos. a) La unidad electrónica de control debe estar contenida en una caja cubierta independientemente, a prueba de explosión NEMA 7 o equivalente, para áreas peligrosas; Clase I, División 1 y Grupos conforme a lo indicado en la Hoja de especificaciones del instrumento, señaladas en el Anexo 12.2 y a la NRF-036-PEMX-2003. b) La unidad electrónica de control debe ser protegida con un sistema de recubrimiento epóxico que cumpla con los requisitos de la NRF-053-PEMEX-2006. c) El proveedor y/o contratista debe suministrar todos los requerimientos de equipo “hardware” y de programación “software”, además de licencias permanentes (sin caducidad), accesorios, garantías y mapas de memoria para su integración a un sistema digital de control. d) La unidad electrónica debe ser capaz de realizar los cálculos necesarios para la medición de análisis requeridos, reportar los resultados en las unidades requeridas y proporcionar la(s) señal(es) de salida indicada(s) en la Hoja de especificaciones Anexo 12.2, así también, en todos los casos se deben incluir las interfaces que PEMEX especifique en el mismo Anexo. Asimismo, la unidad electrónica debe comunicarse a través del protocolo indicado en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 y este debe cumplir con la NRF-046-PEMEX-2003. e) Esta unidad debe incluir los siguientes componentes complementarios como mínimo: 1) Pantalla para indicación local de la salida del analizador. 2) Teclado o controles equivalentes para alimentar datos y operar el equipo en forma manual, que al ser manipulados, conserven la clasificación de área de la cubierta. 3) Teclado o controles equivalentes de función para seleccionar configuración y diagnóstico de falla. f) El suministro eléctrico debe ser de 127 VCA, 60 Hz. g) Debe estar provisto de niveles de autodiagnóstico en línea y fuera de línea, además de pruebas de rutina e indicación de todos los eventos considerados en el mismo. El autodiagnóstico en línea debe ser aplicado como mínimo a los siguientes conceptos: 1) Circuitos y funciones. 2) Dispositivos e interfaces. 3) Configuración e interfaz de comunicaciones. 4) Programas de librería. 5) Programas especiales.

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h) Debe se capaz de realizar la calibración manual de la unidad de análisis y debe incluir las listas de los accesorios requeridos, incluyendo la interconexión con los contenedores de líquido estándar de calibración. La viscosidad de los fluidos de calibración debe ser determinada por un laboratorio acreditado en términos de la LFMN y su Reglamento, con trazabilidad metrológica. El fabricante a través del proveedor y/o contratista, debe entregar dichos certificados. i) Si el analizador lo requiere, debe contar con batería de respaldo para mantener la configuración del analizador como mínimo 8 horas en caso de falla de energía. j) Los componentes electrónicos deben tener filtros electrónicos capaces de eliminar interferencias por señales de radiofrecuencia y electromagnéticas. k) La unidad electrónica debe tener protección contra inversión de polaridad. l) La unidad electrónica debe tener protección por corto circuito en líneas de señalización. m) La respuesta del analizador no debe ser afectada por los cambios de flujo y de temperatura de proceso. n) Los ajustes de cero y rango deben ser independientes. Asimismo, el corrimiento del cero se debe compensar automáticamente. o) El analizador debe tener los valores de calibración de referencia en memoria para una rápida recalibración en forma automática. p) El proveedor y/o contratista, debe entregar los diagramas de interconexión eléctrica indicando: 1. Suministro eléctrico. 2. Señal de salida. q) Las funciones para mantenimiento deben ser indicadas de manera automática en la pantalla o “display” de la unidad electrónica y en los desplegados gráficos. r) Las alarmas que el usuario establezca como necesarias, deben ser indicadas en el punto 64 de la Hoja de especificaciones del Anexo 12.2, donde se tiene la opción de establecer requerimientos adicionales a los ahí incluidos. 8.1.5 Sistema de calibración. 8.1.5.1 El sistema de calibración debe estar instalado cerca del analizador de manera permanente, para calibrarlo localmente. 8.1.5.2 El proveedor y/o contratista debe suministrar el sistema de calibración con los accesorios y con los estándares de calibración debidamente certificados en términos de la LFMN, conforme a lo solicitado por PEMEX en el Anexo 12.2 de esta norma de referencia. 8.2 Materiales.

8.2.1 La probeta de la unidad de muestreo descrita en el numeral 8.1.1 de esta norma, debe estar construida con materiales resistentes a los fluidos que se van a muestrear, a las condiciones de presión y temperatura de operación del proceso, conforme a la Hoja de especificaciones del Anexo 12.2. La probeta y accesorios de instalación, deben ser de acero inoxidable 316. 8.2.2 Todos los materiales de las partes húmedas de la unidad de acondicionamiento de muestra descrita en el numeral 8.1.2 de esta norma, deben ser de acero inoxidable 316. El material del tubing debe ser ASTM A 269 o equivalente. 8.2.3 Todos los materiales de las partes húmedas de la unidad de análisis descrita en el numeral 8.1.3 de esta norma, deben ser de acero inoxidable 316 a menos que la ingeniería del proyecto indique otro material.

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8.2.4 El diámetro de las conexiones al conduit para el suministro debe ser de ¾” NPT hembra y de ½” NPT hembra para la conexión conduit de la señal de salida o bien proporcionar el conector apropiado de aluminio libre de cobre, compatible con dichos diámetros. 8.2.5 El proveedor y/o contratista, debe señalar y suministrar las partes de repuesto que el fabricante considere necesarias para el arranque y dos años de operación. 8.2.6 El proveedor y/o contratista debe instalar y proporcionar el tubing y material de construcción, que cumplan con el ASTM-A 269 o equivalente, así como las válvulas requeridas para la toma y el retorno de muestra. 8.2.7 Los analizadores deben cumplir con IEC 61000-6-4, IEC 61000-6-2 y IEC 61010-1. 8.3 Fabricación.

No aplica. 8.4 Inspecciones y pruebas.

Para la recepción final del analizador, los requisitos de inspección se deben verificar mediante documentos, pruebas, mediciones y análisis para garantizar los requerimientos contractuales y cumplir con lo establecido en la NRF-049-PEMEX-2006 cuando sea realizada por terceros o empresas contratadas ex profeso para tal fin o bien con lo establecido en el Procedimiento Institucional PA-800-70600-01, cuando sea llevada a cabo por personal de PEMEX designado. 8.5 Marcado, almacenamiento y transporte.

8.5.1 Marcado del equipo. Los analizadores considerados en esta norma de referencia, deben ser marcados por el fabricante antes de proceder a su almacenamiento o embarque, cumpliendo con los requisitos establecidos en la P.1.0000.09:2005. Debe tener una placa de identificación de acero inoxidable permanentemente asegurada ya que no se permite uniones con adhesivo, con la siguiente información como mínimo, más la adicional que PEMEX solicite para un proyecto o aplicación en particular: a) Identificación y servicio. b) Nombre del fabricante modelo y número de serie. c) Rango de calibración del instrumento. 8.5.2 Almacenamiento. El almacenaje debe ser de tal forma que los analizadores sean identificados con facilidad y relacionados sus componentes empacados de forma independiente y que puedan ser retirados sin que sufran daños. 8.5.3 Transporte. Los analizadores en esta norma de referencia, deben ser entregados de acuerdo a lo establecido por PEMEX y se deben tomar las medidas mínimas siguientes a fin de que no sufran daños: 8.5.3.1 Deben ser embalados según se indica en la NMX-EE-053-1979, NMX-EE-090-1980 y P.1.0000.09:2005.

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8.5.3.2 Los elementos o accesorios desmontables, deben ser colocados en cajas de tal forma que se evite su pérdida o que sufran daños durante su traslado. 8.6 Documentación a entregar por el proveedor.

8.6.1 Resultados de pruebas realizadas a materiales. 8.6.1.1 Informe de resultados de valoración de las soluciones estándares de calibración, emitidos por un laboratorio acreditado en términos de la LFMN, con trazabilidad metrológica. 8.6.2 Manuales. 8.6.2.1 Los Manuales de instalación, arranque, operación, mantenimiento, información sobre el procedimiento de corrección de fallas en los analizadores, lista de partes, datos de los analizadores, dibujos de los componentes de los analizadores e información apropiada para su calibración y servicio, deben ser entregados en medios impresos y almacenados en discos compactos. El idioma de los documentos debe ser Español. En caso que se presenten en un idioma distinto al Español, éste debe ser en idioma Inglés y en dicho caso, los documentos deben acompañarse con su traducción al idioma Español, hecha por un perito traductor. 8.6.3 Diseño de la instalación del analizador. El proveedor y/o contratista debe entregar a PEMEX los dibujos, croquis, diagramas y/o isométricos avalados por el fabricante, que sean necesarios para que se lleve a cabo la instalación definitiva del analizador en el sitio indicado por PEMEX en la Hoja de especificaciones del Anexo 12.2. 8.7 Instalación.

8.7.1. Se debe considerar la clasificación del área indicada por PEMEX en el Anexo 12.2, del sitio donde se debe hacer la instalación, la protección del ambiente, los efectos de variación en la temperatura ambiente y la facilidad de disponibilidad para el mantenimiento. 8.7.2. El proveedor y/o contratista debe tomar en cuenta las siguientes consideraciones: a) La conexión del sensor debe ser en la línea del proceso donde se proporcione una muestra representativa del proceso. b) En el caso de recipientes o contenedores se debe evitar instalar el analizador corriente abajo de los mismos. c) Tener accesibilidad para limpieza y mantenimiento. d) Donde el proceso o la muestra es más estable. e) La distancia de la línea de transporte debe ser mínima, logrando así un tiempo de atraso menor. f) Localizar la conexión de la toma de la muestra en la parte alta o lateral, horizontalmente a la línea de proceso. g) El proveedor y/o contratista debe considerar las indicaciones del fabricante, para instalar el analizador, con la finalidad de evitar problemas de seguridad en áreas clasificadas dentro de las instalaciones de PEMEX. 8.7.3. Durante la ejecución de los trabajos de instalación e integración del analizador, el proveedor y/o contratista debe cumplir con los siguientes requisitos: a) Presentar el o los procedimientos de montaje y maniobras de instalación del analizador con el visto bueno del personal de seguridad de PEMEX, que debe ser obtenido antes de ejecutar tales procedimientos. b) El montaje de cada analizador se debe realizar conforme a las indicaciones de instalación del fabricante.

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c) La instalación y conexión de los elementos que conforman el analizador, se debe realizar conforme a lo descrito en los catálogos de fabricación y manuales de operación. d) Se deben realizar las pruebas de calibración especificadas por el fabricante. e) Se deben inspeccionar y revisar visualmente todas las partes que conforman cada analizador, comprobando que estén completas y correspondan a lo solicitado por PEMEX en las bases de licitación. f) La calibración e integración al sistema de control del analizador se debe realizar por personal calificado y avalado por el fabricante. Se debe entregar un reporte de la calibración en términos de la LFMN. g) Se deben proporcionar todos los servicios auxiliares requeridos para prueba, calibración, aislamiento y mantenimiento del analizador en su lugar de instalación. 8.8. Protocolo de pruebas.

8.8.1 El proveedor y/o contratista debe elaborar el documento para protocolo de pruebas en el cual se deben indicar las pruebas a realizar para la aceptación del analizador. Las pruebas se deben realizar con la supervisión del personal designado por PEMEX. 8.8.2 Las pruebas que se deben considerar son las siguientes: a) Pruebas del analizador, sistema de calibración, sus equipos y accesorios. b) Pruebas de la interfaz de comunicación del analizador con el sistema existente de la instalación. 8.8.3 El proveedor y/o contratista debe elaborar un protocolo de pruebas, el cual se debe someter a revisión, comentarios y aprobación por PEMEX, enviándolo al menos 30 días antes de la fecha en que se estén programadas las pruebas de aceptación. 8.8.4 El protocolo para el desarrollo de estas pruebas debe incluir como mínimo lo siguiente: a) Índice del contenido del documento. b) Identificación, función y descripción de los componentes del analizador y sistema de calibración. c) Descripción detallada para cada tipo de prueba indicando el objetivo y la forma en que se realizará dicha prueba. d) Identificación de los simuladores y equipo de pruebas. e) Actividades a realizar. f) Elementos o componentes sobre los que se tiene efecto. g) Resultados esperados. h) Formato para aceptación o rechazo de la prueba. i) Espacio para comentarios. 8.8.5 Cuando el personal de PEMEX lo solicite al proveedor y/o contratista debe realizar las pruebas adicionales sobre cualquier parte del analizador y sistema de calibración, la solicitud se debe realizar al menos con quince días de anticipación. 8.8.6 Asimismo, se debe permitir la intervención del personal designado por PEMEX en las pruebas de aceptación dando todas las facilidades para su participación en estas. 8.8.7 Las pruebas atestiguadas que requieren la aprobación de PEMEX, conforme a los requerimientos indicados en el anexo 12.2 de esta NRF, para proceder con la aceptación de los analizadores de humedad son: pruebas de aceptación en fábrica (FAT) y la pruebas de aceptación en sitio (OSAT).

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8.8.8 Pruebas de Aceptación en Fábrica (FAT). 8.8.8.1 Estas pruebas deben ser realizadas por el proveedor y/o contratista como paquete, incluyendo personal, material y equipo requerido para su desarrollo. 8.8.8.2. El proveedor y/o contratista debe proporcionar las herramientas, materiales (incluidos los consumibles), equipos de pruebas con sus componentes y técnicas para realizar las pruebas FAT y deben ser las mismas que se utilicen en las pruebas en sitio, incluyendo su transportación. 8.8.8.3. En caso de falla de equipos o aplicación durante las pruebas de aceptación en fábrica, éstas se deben repetir hasta la aprobación en su totalidad por parte de PEMEX antes del embarque, siendo responsabilidad del proveedor y/o contratista realizar las correcciones, informando a PEMEX del tiempo estimado para corregirlas y en caso necesario, la suspensión requerida por el proveedor y/o contratista, así como la reprogramación de las mismas. 8.8.8.4. El proveedor y/o contratista debe obtener de PEMEX la aprobación por escrito de las pruebas antes del embarque del analizador y sistema de calibración. Personal designado por PEMEX debe participar durante el desarrollo de estas pruebas. 8.8.8.5. Después que el analizador y sistema de calibración han sido probados satisfactoriamente durante las pruebas (FAT), los analizadores se deben embarcar con un documento de liberación autorizado por PEMEX. 8.8.8.6. Las pruebas FAT que se deben incluir como mínimo, son las siguientes: a) Inspección visual para verificar que los sistemas se fabriquen en estricto cumplimiento a las especificaciones técnicas y normativas, así como a los alcances establecidos en el contrato correspondiente. b) Pruebas del equipo (hardware), con todos los componentes totalmente integrados, ensamblados e interconectados. c) Pruebas de programación (software). d) Pruebas de autodiagnóstico (incluye fallas). e) Las pruebas adicionales que sean solicitadas por PEMEX en las bases de la licitación. 8.8.8.7. El proveedor y/o contratista debe entregar a PEMEX el reporte técnico generado durante esta etapa de pruebas efectuadas, indicando el resultado de las mismas, así como el cumplimiento o no cumplimiento de los objetivos y requerimientos técnicos y funcionales. 8.8.9 Pruebas de Aceptación en Sitio (OSAT). 8.8.9.1 Estas pruebas deben verificar que el analizador y sistema de calibración, incluyendo sus accesorios de instalación, operen de acuerdo con los requerimientos especificados por PEMEX en la Hoja de datos del anexo 12.2 de esta NRF y en las bases de la licitación. 8.8.9.2 Las pruebas de aceptación en sitio se deben realizar una vez que el analizador y sistema de calibración estén completamente desensamblados, conectados e instalados en sitio. 8.8.9.3 Estas pruebas deben considerar los mismos puntos que los realizados en las pruebas de aceptación en fábrica, incluyendo los siguientes: a) Verificación del funcionamiento del analizador y sistema de calibración en sitio. b) Verificación del funcionamiento de la interfaz del analizador con el sistema digital de control de la instalación.

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8.8.9.4 Antes de proceder a realizar cualquier prueba, el proveedor y/o contratista debe garantizar que todos los componentes estén completos, identificados, correctamente ensamblados y conectados a fin de probar en forma integral todo el sistema. 8.8.9.5 Se deben documentar los problemas con una lista de anomalías que se presenten durante el desarrollo de las pruebas con el fin de establecer acuerdos en tiempo entre el personal designado por PEMEX y representantes técnicos de los proveedores y/o contratistas, para solucionar dichas anomalías sin infringir los tiempos de entrega contractuales. 8.8.9.6 El proveedor y/o contratista debe entregar previo al inicio de las pruebas de aceptación en sitio, el acta de aprobación de las pruebas de aceptación en fábrica, conforme a lo indicado en el anexo 12.2 de esta NRF y el protocolo de pruebas de aceptación en sitio para revisión y aprobación por parte de PEMEX, así como el contenido, desarrollo y relación de pruebas a realizar, las cuales deben estar de acuerdo a lo indicado en esta NRF. 8.8.9.7. El proveedor y/o contratista debe incluir en su paquete, el suministro de un lote de refacciones específico para las pruebas en sitio y puesta en operación de los analizadores. 8.8.9.8. Como parte de las pruebas de aceptación en sitio, se debe considerar la realización de la puesta en operación del sistema, hasta lograr que opere de manera estable en el proceso. 8.8.9.9. El proveedor y/o contratista debe entregar a PEMEX el reporte técnico generado durante esta etapa de pruebas efectuadas, indicando el resultado de las mismas, así como el cumplimiento de los objetivos y requerimientos técnicos y funcionales. 8.8.9.10. Una vez puesto en operación el analizador en condiciones estables, el proveedor y/o contratista debe proporcionar el acta de entrega-recepción correspondiente a PEMEX. 8.9 Servicio y/o suministros que debe proporcionar el proveedor o contratista.

8.9.1 Supervisión de la instalación, calibración y/o configuración, pruebas y puesta en operación del analizador en la planta que sea avalada por el fabricante. 8.9.2 El fabricante debe avalar el protocolo de pruebas para los analizadores en sitio que se entregue a PEMEX. 8.9.3 Impartir y avalar los cursos de capacitación sobre el analizador con el respaldo técnico del fabricante. Los cuales deben ser impartidos en el sitio de la obra y en idioma español. Se debe suministrar material didáctico y equipo necesario para el desarrollo de prácticas. 8.9.4 Los cursos de capacitación deben estructurarse de la siguiente forma: a) Operación. b) Mantenimiento. d) Configuración y programación. 8.9.5 Suministrar dos servicios de mantenimiento preventivo bajo la supervisión del fabricante, durante un año de operación continua. 8.9.6 Suministrar los consumibles requeridos para el manteniendo preventivo mencionado en el numeral 8.9.5, durante el periodo de vigencia de la garantía otorgada por el fabricante.

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9 RESPONSABILIDADES.

9.1 Proveedor o contratista.

Cumplir con los requisitos contenidos en esta norma de referencia para adquirir analizadores continuos de viscosidad de hidrocarburos líquidos empleados en las instalaciones de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiaros. 9.1 Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Vigilar el cumplimiento de los requisitos contenidos en esta norma de referencia para adquirir analizadores continuos de viscosidad de hidrocarburos líquidos empleados en las instalaciones de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

10 CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES.

Esta norma no concuerda con ninguna Norma Mexicana (NOM o NMX) ni con ninguna Norma Internacional.

11 BIBLIOGRAFÍA.

ASTM A 269 – 2007 Standard Specification for Seamless and Welded Austenitic Stainless Steel Tubing for General Service (Especificación estándar para tubería de acero inoxidable austenítico con costura y sin costura para servicio general).

P.1.0000.09:2005 Embalaje y marcado de equipos y materiales (Shipment and parking for equipments and

goods). PA-800-70600-01-2006 Procedimiento Institucional para la Inspección de bienes y servicios en Petróleos

Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales. 412-ET-45-0 Especificación de ingeniería. Especificaciones generales para analizadores de viscosidad.

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12 ANEXOS.

12.1 Presentación de documentos normativos equivalentes.

Sí el Proveedor o Contratista considera que un documento técnico es equivalente a los indicados en esta norma de referencia, puede solicitar por escrito a Pemex la revisión del documento presuntamente equivalente, anexando los antecedentes y argumentación en forma comparativa, concepto por concepto, demostrando que como mínimo se cumplen los requisitos en cuestión. Pemex dará respuesta por escrito a dicha solicitud, indicando si es o no autorizado para utilizarse como documento normativo equivalente. Los documentos señalados en el párrafo anterior si no son de origen mexicano, deberán estar legalizados ante Cónsul Mexicano o cuando resulte aplicable, apostillados de conformidad con el “Decreto de Promulgación de la Convención por la que se Suprime el Requisito de Legalización de los Documentos Públicos Extranjeros” publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995. Los documentos que se presenten en un idioma distinto al Español deberán acompañarse con su traducción a dicho idioma Español, hecha por un perito traductor. En caso que Pemex no autorice el uso del documento normativo equivalente propuesto, el Proveedor o Contratista está obligado a cumplir con ésta Norma de Referencia.

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12.2 Hoja de especificaciones.

N° Requisición/Contrato: Nombre del Proyecto: N° de Proyecto: Nombre de la Planta/Unidad: N° Planta/Unidad:

Hoja 1 de 4 Nombre del Instrumento: N° Identificación: ______ N° de tanque o Línea:____________ N° DTI : __________Especificación tanque o Línea ___________ Descripción del Servicio:

ASPECTOS GENERALES

1▲ Tipo de Proceso

2▲ Objetivo de la medición

3▲ Aplicación de la medición _____Monitoreo/Registro _____Control _____Reacción Química _____Neutralización _____Medición de la concentración _____Otro, definir: _______________________________________________________

4● Tipo del analizador de viscosidad ______ En sitio

5● Componentes requeridos del analizador ______Sonda o Probeta ______ Sistema de acondicionamiento de muestra ______Sensor ______ Gabinete o “rack” de montaje; Tipo______ ______Unidad de análisis ______ Sistema de calibración ______Unidad electrónica ______ Montaje

6▲ Número de puntos de medición

7▲ Nivel de inspección según NRF-049-PEMEX-2006

DETALLES DEL LUGAR DE INSTALACION Punto Muestreo Trayectoria del punto de muestreo al analizador

En el sitio de la Unidad de Análisis

En el sitio de la Unidad Electrónica

8● Localización

9● Tipo de montaje 10▲ Rango de temperatura del área

circundante,ºC

11● Clasificación del área 12● Tipo de protección al ambiente

13▲ Componentes corrosivos en la atmósfera de la instalación

_______________ Unidades_______

________________ Unidades________

________________ Unidades________

_______________ Unidades______

14▲ Suministro de aire comprimido o nitrógeno Punto de Rocío _______________ Presión______________ Temperatura________________

15● Distancia del punto de muestreo al analizador (máxima y mínima)

16▲ Altura sobre el nivel del mar de la localidad 17▲ Humedad Relativa del aire promedio de la

zona geográfica Mínima:____________Normal___________Máxima___________Unidades:__________

18▲ Rango de temperatura ambiente de la zona geográfica

Mínima:_____________Normal__________Máxima___________Unidades:__________

19▲ Presión atmosférica Mínima:_____________Normal___________Máxima_________Unidades:___________

20▲ Purga disponible Fluido_______________ Presión_______________ Temperatura________________

21▲ Suministro eléctrico Potencia _________ Variación__________ Unidades_________ Voltaje___________ Variación__________ Unidades_________ Frecuencia________ Variación__________ Unidades_________

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Hoja 2 de 4 Nombre del Instrumento: N° Identificación_______ N° de tanque o Línea:____________ N° DTI: __________ Especificación tanque o Línea ___________ Descripción del Servicio:

22▲ Conexión conduit _____13 mm (Roscada) _____19 mm (Roscada)

23▲ Señal de salida ______Analógica 4 a 20 mA ______Digital Otra______________

24▲ Protocolo de comunicación ______Hart ______Modbus ______Fieldbus Fondation ______AS-I ______Profibus ______Device-Net TCP/IP____________ Otros:___________________

25▲ Pruebas que se deben realizar ______Pruebas FAT ______Pruebas OSAT

DATOS DEL FLUIDO A ANALIZAR

26▲ Descripción de la corriente 27▲ Fluido de la corriente

28▲ N° Línea/N° Recipiente

29▲ Diámetro de la línea/Recipiente 30▲ Características del fluido durante operación

normal Explosivo _____Si _____No

Inflamable ____Si ____No

Corrosivo ____Si ____No

Otra característica Definir:

31▲ Composición de fluido Concentración

Mínima Normal Máxima Rango de medición

Unidades

Total (Nota debe sumar 100%) Σ=100%

32▲ Temperatura en el punto de muestreo Mínimo Normal Máximo

33▲ Presión en el punto de muestreo Mínimo Normal Máximo

34▲ Flujo en el punto de muestreo Mínimo Normal Máximo

35▲ Punto de ebullición de la muestra

36▲ Punto de rocío de la muestra

37▲ Punto de congelamiento de la muestra 38▲ Hay presencia de polvo o sólidos

¿Cuánto?

39▲ Hay presencia de aerosoles o SOX ¿Cuánto?

40● Notas Especiales

41▲ Normatividad que se debe cumplir

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Hoja 3 de 4 Nombre del Instrumento: No. Identificación: _______ No. De tanque o Línea:____________ No. DTI : ________ Especificación tanque o Línea ___________ Descripción del Servicio:

CARACTERISTICAS DEL ANALIZADOR DE VISCOSIDAD 42□ Nombre del proveedor y/o contratista

43□ Nombre/Modelo del Analizador/ Marca o Fabricante

44□ Número de catalogo/N° Serie

45□ Rango de temperatura ambiente de operación, ºC

Unidad de análisis_______________ Unidad electrónica_______________

46□ Rango de temperatura de operación del analizador, ºC

Punto de muestreo: ____________ Acondicionamiento de muestra: ___________ Transporte de muestra: ______________Unidad de análisis ___________ Unidad electrónica___________

47□ Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71.04 o equivalente:

G1 _____ G2 _____ G3 _____ Gx _____

48□ Diámetro de conexión conduit Valor:_______________, Unidades:____________

49□ Señal de salida ______Analógica 4 a 20 mA (Flotante) ______Digital Otra______________

50□ Protocolo de comunicación ______Hart ______Modbus ______Fieldbus Fondation ______AS-I ______Profibus ______Device-Net Otros:______________________________

51□ Pruebas que se deben realizar ______Pruebas FAT ______Pruebas OSAT

52□ Calibración ______Manual (local) ______Automática

53□ Duración del paquete de calibración: Periodo:_____________, Unidades:________ N° de Eventos:________, Unidades_______

54□ Efectos externos que afectan la medición del analizador

Rango de temperatura ambiente: ___________, Unidades_________ Rango de flujo de la muestra:___________, Unidades _________ Suministro eléctrico: ___________, Unidades _________-

55□ Tiempo de respuesta al 90% (T90) (s)

56□ Características de la sonda o probeta Longitud _______mm Material________ Tipo de conexión: ___________ Diámetro_______,mm Rango de temperatura operación______,ºC, Otras, describir:________________________________

57□ Rango de medición del analizador Valor:__________________ , Unidades_________________

58□ Repetibilidad

59□ Porcentaje de partículas (por ciento/tamaño) Concentración de partículas (peso/volumen)

Valor:__________________ , Unidades_________________ Valor:__________________ , Unidades_________________

60□ Gas de Calibración Certificado Describir:

61□ Certificaciones Describir:

62□ Alarmas Por falla del analizador de viscosidad Cantidad _________, Describir:_________ Por limites mínimos o máximos de viscosidad Cantidad:_____, Describir:_________ Otras Cantidad: _________,Describir:__________

63□ Precisión según 8.1.3 inciso f)

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Hoja 4 de 4 Nombre del Instrumento: N° Identificación: _______ N° de tanque o Línea:____________ N° DTI : ______ __ Especificación tanque o Línea ___________ Descripción del Servicio:

PARTES DEL ANALIZADOR DE VISCOSIDAD

64□ Listado de partes que constituyen el analizador

N° Parte Descripción Material Observaciones

65□ Sistema de acondicionamiento de muestra Descripción General Listado de Partes Material

66□ Partes de repuesto N° Parte Cantidad Descripción Vida Útil

Notas: Símbolo ▲: Datos que deben ser proporcionados por PEMEX.

Símbolo ●: Datos que pueden llegar a ser proporcionados por PEMEX, en caso contrario, deben ser proporcionados por el proveedor y/o contratista.

Símbolo □: Datos que deben ser proporcionados por el proveedor y/o contratista.

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