Nrf-241-Pemex-2010 Instrumentos Transmisores de Presion y Presion Diferencial

Nú m e ro d e d o c u m e n to NRF-241-P EMEX-2010 28 d e ju n io d e 2010 P ÁGINA 1 DE 24

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS

INSTRUMENTOS TRANSMISORES DE PRESIÓN Y DE PRESIÓN DIFERENCIAL

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INSTRUMENTOS TRANSMISORES DE PRESIÓN Y DE PRESIÓN DIFERENCIAL

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CONTENIDO CAPÍTULO

PÁGINA

0.

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................................ 4

1.

OBJETIVO. ................................................................................................................................................. 4

2.

ALCANCE. .................................................................................................................................................. 4

3.

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

4.

ACTUALIZACIÓN. ...................................................................................................................................... 5

5.

REFERENCIAS........................................................................................................................................... 5

6.

DEFINICIONES........................................................................................................................................... 7

7.

SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS. ............................................................................................................... 9

8.

DESARROLLO. ........................................................................................................................................ 10

9.

8.1

Condiciones de diseño.................................................................................................................... 10

8.2

Materiales. ...................................................................................................................................... 15

8.3

Fabricación. .................................................................................................................................... 15

8.4

Inspección y pruebas. ..................................................................................................................... 16

8.5

Almacenamiento y transporte. ........................................................................................................ 16

8.6

Documentación. .............................................................................................................................. 16

RESPONSABILIDADES. .......................................................................................................................... 18

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES............................................. 18 11. BIBLIOGRAFÍA. ....................................................................................................................................... 18 12. ANEXOS. .................................................................................................................................................. 20 12.1 Presentación de documentos normativos equivalentes. ................................................................ 20 12.2 Hoja de especificaciones para instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial. ... 21 12.3 Sensores para instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial (Informativo). ....... 23

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0.

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INTRODUCCIÓN

Dentro de las actividades de la industria petrolera existe la necesidad de “monitorear” a través de transmisores electrónicos las variables de presión, presión diferencial, flujo y nivel, para lograr el control de los procesos industriales de producción, refinación y petroquímicos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. La adquisición de transmisores electrónicos de presión y de presión diferencial se ha llevado a cabo considerando su exactitud, repetibilidad y eficiencia de operación para cumplir con eficiencia y eficacia las funciones anteriormente descritas, por lo cual, en éste documento se definen los requisitos técnicos para su adquisición en cumplimiento con la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. En la elaboración de la presente norma de referencia participaron los siguientes Organismos, Empresas e Instituciones: Petróleos Mexicanos PEMEX - Refinación PEMEX - Exploración y Producción PEMEX - Gas y Petroquímica Básica PEMEX - Petroquímica Instituto Mexicano del Petróleo Emerson Process Management S.A. de C.V. Siemens México, S.A. de C.V. ABB México, S.A. de C.V.

1.

OBJETIVO.

Establecer los requisitos técnicos y documentales para la adquisición de instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial a utilizarse en las instalaciones industriales de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

2.

ALCANCE.

Esta norma de referencia establece los requisitos técnicos de diseño, fabricación, materiales, instalación, inspección y pruebas, almacenamiento y transporte, servicios y documentación de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial electrónicos tipo inteligentes a utilizarse en las instalaciones industriales de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Esta norma de referencia no aplica para instalaciones submarinas de aguas profundas.

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3.

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CAMPO DE APLICACIÓN.

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

4.

ACTUALIZACIÓN.

Esta norma de referencia se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes, si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. 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. Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía CNPMOS-001 Rev.1 y dirigirse por escrito al: Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos. Avenida Marina Nacional No. 329, Piso 23, Torre Ejecutiva. Colonia Huasteca, C.P. 11311, México D.F. Teléfono directo: (55)1944-9240; Conmutador: (55)1944-2500 extensión: 54997. Correo electrónico: [email protected]

5.

REFERENCIAS.

5.1

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

5.2 NMX-J-235-1-ANCE-2008 Envolventes-envolventes para uso consideraciones no ambientales-especificaciones y métodos de prueba.

en

equipo

eléctrico-parte

1

5.3 NMX-J-235-2-ANCE-2000 Envolventes-envolventes (gabinetes) para uso en equipo eléctrico-parte 2 requerimientos específicos-especificaciones y métodos de prueba. 5.4

NMX-J-529-ANCE-2006 Grados de protección proporcionados por los envolventes (código IP).

5.5 IEC 60529:2001 Degrees of protection provided by enclosures (IP code) (Grados de protección para envolventes, código IP). 5.6 IEC 60770-3:2006 Transmitters for use in industrial-process control systems - Part 3: Methods for performance evaluation of intelligent transmitters (Transmisores para uso industrial-sistemas de control de procesos - Parte 3: Métodos para evaluación de desempeño de transmisores inteligentes).

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5.7 IEC 61000-6-2:2005 Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 6: Generic standards – Section 2: Immunity for industrial environments (Compatibilidad electromagnética (CEM) – Parte 6: Normas genéricas – Sección 2: Inmunidad en entornos industriales). 5.8 IEC 61000-6-4:2006 Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 6: Generic standards – Section 4: Emission standard for industrial environments (Compatibilidad electromagnética (CEM) – Parte 6: Normas genéricas – Sección 4: Norma de emisiones en entornos industriales). 5.9 IEC 61086-3-1:2004 Coatings for loaded printed wire boards (conformal coatings) - Part Specifications for individual materials - Coatings for general purpose (Class 1), high reliability (Class 2) aerospace (Class 3) (Recubrimientos para circuitos impresos (barniz de protección) – Parte Especificaciones para materiales individuales – Recubrimientos para propósito general (Clase 1), confiabilidad (clase 2) y aeroespacial (clase 3).

3-1: and 3-1: alta

5.10 IEC 61326:2002-02 Electrical equipment for measurement, control and laboratory use – EMC requirements. (Equipo eléctrico de medición, control y para uso de laboratorio –Requerimientos de CEM) 5.11 IEC 61508-1:1998 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems – Part 1: General requirements (Seguridad funcional de los sistemas eléctricos / electrónicos / electrónicos programables relacionados con la seguridad - Parte 1: Requisitos generales). 5.12 IEC 61508-2:2000 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems – Part 2: Requirements for electrical/electronic/programmable electronic safety related systems (Seguridad funcional de los sistemas eléctricos / electrónicos / electrónicos programables relacionados con la seguridad - Parte 2: Requisitos para los sistemas eléctricos / electrónicos / electrónicos programables relacionados con la seguridad). 5.13 IEC 61508-3:1998 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems – Part 3: Software requirements (Seguridad funcional de los sistemas eléctricos / electrónicos / electrónicos programables relacionados con la seguridad - Parte 3: Requisitos de los programas “software”). 5.14 IEC 61508-4:1998 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems – Part 4: Definitions and abbreviations (Seguridad funcional de los sistemas eléctricos / electrónicos / electrónicos programables relacionados con la seguridad - Parte 4: Definiciones y abreviaturas). 5.15 IEC 61508-5:1998 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems – Part 5: Examples of methods for the determination of safety integrity levels (Seguridad funcional de los sistemas eléctricos / electrónicos / electrónicos programables relacionados con la seguridad - Parte 5: Ejemplos de métodos para la determinación de los niveles de integridad de seguridad). 5.16 IEC 61508-6:2000 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems – Part 6: Guidelines on the application of IEC 61508-2 and IEC 61508-3 (Seguridad funcional de los sistemas eléctricos / electrónicos / electrónicos programables relacionados con la seguridad - Parte 6: Guía de aplicación de la IEC 61508-2 y IEC 61508-3). 5.17 IEC 61508-7:2000 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems – Part 7: Overview of techniques and measures (Seguridad funcional de los sistemas eléctricos / electrónicos / electrónicos programables relacionados con la seguridad - Parte 7: Descripción de técnicas y medidas).

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5.18 IEC TR 61508-0:2005 Functional Safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems – Part 0: Functional safety and IEC 61508. (Seguridad funcional de los sistemas eléctricos / electrónicos / electrónicos programables relacionados con la seguridad - Parte 0: Seguridad funcional y la IEC 61508). 5.19

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

5.20

NRF-046-PEMEX-2003 Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y control.

5.21

NRF-049-PEMEX-2006 Inspección de bienes y servicios.

5.22

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

6.

DEFINICIONES.

Para efectos de esta norma de referencia aplican las siguientes definiciones: 6.1 Alcance nominal (Rango): Conjunto de valores que están comprendidos dentro de los límites inferior y superior de la variable medida, a los cuales se calibra el transmisor para efectos de medición. 6.2 Amortiguamiento (Damping): La característica de disipación de energía en la cual, junto con la frecuencia natural, determina el límite de respuesta de frecuencia y la característica de tiempo de respuesta de un transmisor. 6.3 Ajuste de cero: Medio provisto en el transmisor para producir un cambio paralelo de su curva de entrada-salida. 6.4 Celda capacitiva: Elemento sensor de un transmisor electrónico formado por dos placas de área conocida, separadas por una substancia dieléctrica que generalmente es aceite, la separación entre sus placas varía debido al efecto de la presión ejercida sobre una de ellas, generando cambios en las propiedades eléctricas proporcionales a la presión. 6.5 Compensación por temperatura: Capacidad del transmisor de reducir los efectos del error por temperatura. 6.6 Elemento piezoresistivo: Elemento sensor formado por un semiconductor, el cual convierte un cambio de la variable medida en un cambio en la resistencia generado por ciertos materiales cuando mecánicamente son sometidos a esfuerzos. 6.7 Elevación de cero: Para un rango de elevación de cero, la cantidad de la variable medida cero está por arriba del valor del rango inferior. Esto puede ser expresado tanto en unidades de la variable medida o en porciento del intervalo de medición. 6.8 Equivalente: Es la norma, especificación, método, estándar o código que cubre los requisitos y/o características físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier naturaleza establecidas en el documento normativo extranjero citado en esta NRF, en donde para la aplicación de un documento normativo equivalente se debe cumplir con lo establecido en el Anexo 12.1 de esta NRF.

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6.9 Error: La diferencia algebraica entre el valor indicado y el valor real de la variable medida, usualmente se expresa en porcentaje de la salida de escala total, algunas veces se expresa en porcentaje de la lectura de salida del transductor. 6.10 Error por temperatura: Cambio en la señal de salida en cualquier valor de la variable medida dentro del rango del transmisor debido a la variación de temperatura del medio ambiente. 6.11 Error por vibración: Máximo cambio en la señal de salida en cualquier valor de la variable medida dentro del rango especificado, cuando los niveles de vibración del rango de frecuencias y amplitud especificados son aplicados al transductor a lo largo de los ejes especificados. 6.12

Intervalo de medición (span): Módulo de la diferencia entre dos límites de un alcance nominal.

6.13

Presión absoluta: Presión medida tomando como referencia la presión de cero absoluto (vacío).

6.14

Presión diferencial: Diferencia en la presión entre dos puntos de la medición.

6.15 Presión manométrica: Presión medida tomando como referencia la presión atmosférica y es la diferencia entre la presión absoluta y la presión atmosférica. 6.16 Presión de prueba: Presión máxima que se le puede aplicar al elemento de detección de un transmisor sin cambio en el funcionamiento del mismo. 6.17 Señal de salida: Señal eléctrica o en protocolo de comunicación producida por un transmisor que es función de la variable medida. 6.18 Sensor: Un dispositivo el cual proporciona una salida útil en respuesta a una variable medida específica). 6.19 Sistema Instrumentado de Seguridad: Sistema compuesto por sensores, procesadores lógicos y elementos finales de control que tienen el propósito de llevar a la instalación a un estado seguro cuando se presenta una condición anormal de proceso. 6.20 Suministro eléctrico: Voltaje eléctrico externo aplicado al transmisor para su operación, expresado generalmente en rangos de voltaje. 6.21 Supresión de cero: Para un rango de supresión de cero, la cantidad de la variable medida cero está por abajo del valor del rango inferior. Esto puede ser expresado tanto en unidades de la variable medida o en porciento del intervalo de medición. 6.22 Tiempo de respuesta: Tiempo requerido para que el transmisor proporcione la señal de salida como resultado de un cambio de la variable medida en milisegundos. 6.23

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

6.24 Transmisor tipo inteligente: Transmisor provisto con medios para comunicación bidireccional con sistemas externos y operadores para el envío de la información de la medición y del estado del transmisor y la recepción y procesamiento de comandos externos.

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6.25 Variable medida: Cantidad, propiedad o condición física que es susceptible de ser medida en un proceso industrial.

7.

SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS.

ANSI

American National Standards Institute (Instituto Nacional Americano de Estándares).

API

American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).

EEPROM Electrically Erasable Programmable Read Only Memory (Memoria de Sólo Lectura Borrable Eléctricamente). ema

Entidad Mexicana de Acreditación.

g

Aceleración de la gravedad (9.8 m/s²).

HART Highway Addressable Remote Transducer (Transductor Remoto Direccionable de Alta velocidad). HMI

Human Machine Interface (IHM Interfaz Humano Máquina).

IEC

International Electrotechnical Commission (Comisión Electrotécnica Internacional).

ISA

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

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 National Standard taper- Pipe Thread (Rosca nominal para tubería).

NRF

Norma de Referencia.

PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. SIL

Safety Integrity Level (NIS Nivel de Integridad de Seguridad).

TÜV

Technischer Uberwachungs Veriein (Entidad de Pruebas Alemana).

VCD

Volt Corriente Directa.

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

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8.

DESARROLLO.

8.1

Condiciones de diseño.

8.1.1

Generalidades.

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8.1.1.1 El transmisor y la selección del elemento sensor deben estar de acuerdo con lo indicado en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta NRF, y/o lo que se indique en las Bases de Licitación y cumplir con los requisitos especificados en esta NRF. 8.1.1.2 Los componentes de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial deben incluir la unidad de medición, el módulo electrónico basado en microprocesadores y terminales de alambrado de la señal. La tarjeta del modulo electrónico debe estar aislada de las terminales de alambrado de la señal y (en caso de aplicar) de los botones de ajuste de cero e intervalo de medición “span” ver figura 1. 8.1.1.3 Los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial deben estar formados por sensores y la unidad de procesamiento de datos. 8.1.1.4 Cuando se especifique en el Anexo 12.2 de esta NRF y/o en las Bases de Licitación, que la selección del sensor debe ser parte del alcance del proveedor o contratista, éste se puede seleccionar tomando como referencia el Anexo 12.3 de esta NRF. 8.1.1.5 La unidad de procesamiento de datos debe sensar los valores de temperatura ambiente para la compensación de la variable medida de presión y presión diferencial por temperatura. 8.1.1.6 Cuando se especifique en el Anexo 12.2 de esta NRF, la unidad electrónica debe tener integrado un indicador digital local basado en una pantalla “display” de LCD con caracteres alfanuméricos, que incluya: cinco dígitos y el decimal de la presión.

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VCD

Suministro Eléctrico de Energía

Presión de Proceso

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Sensores de Presión y Temperatura

Botones de Ajuste

Pantalla LCD

Interfaz Humano Máquina (IHM)

Unidad de Procesamiento de Datos

Subsistema de Salida

Sistema Externo de Interfaz

Configurador Manual / IHM

Figura 1 Componentes de transmisores de presión y de presión diferencial. 8.1.1.7 La unidad electrónica debe ser intercambiable. 8.1.1.8 Los datos de configuración de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial se deben almacenar en la unidad electrónica en una memoria no volátil EEPROM. 8.1.1.9 Los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial deben permitir configurar los parámetros operacionales, tales como: ajuste de cero, supresión o elevación de cero, rango, salida lineal o en raíz cuadrada, ajuste de amortiguamiento (damping) en donde sea requerido y unidades de ingeniería. 8.1.1.10 La electrónica de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial deben operar satisfactoriamente en un rango de temperatura ambiente de 233,16 K a 358,16 K (-40 ºC a 85 ºC). 8.1.1.11 Los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial deben tener rangos de ajuste de supresión y elevación de cero y se puede expresar en porcentaje del intervalo de medición "span". 8.1.1.12 La tarjeta del módulo electrónico del instrumento transmisor de presión y de presión diferencial debe trabajar en las condiciones ambientales del lugar especificado en el Anexo 12.2 de esta NRF y/o en las Bases

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de Licitación, el proveedor o contratista debe cumplir con la IEC 61086-3-1 y debe emitir el reporte correspondiente. 8.1.1.13 El sensor de presión debe resistir una presión de prueba igual o mayor al 150% del valor máximo de la presión del proceso sin dañarse. 8.1.1.14 Los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial deben tener protección para polaridad inversa. Los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial con protocolo Foundation Fieldbus y Profibus PA deben ser insensibles a la polaridad inversa. 8.1.1.15 La conexión a proceso y eléctrica de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial deben ser de 12,5 mm (½ pulgada) NPT. 8.1.1.16 Los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial deben tener los filtros electrónicos para eliminar interferencias producidas por señales de radiofrecuencia y electromagnéticas, para lo cual su diseño debe cumplir con IEC 61000-6-2 y IEC 61326. 8.1.1.17 Los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial deben cumplir con la clasificación de área que se indique en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta NRF. 8.1.1.18 Cuando se especifique en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 y/o en las Bases de Licitación, la caja de la electrónica de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial debe cumplir con el grado de protección para el medio ambiente, conforme a NMX-J-529-ANCE-2006 y/o IEC 60529 o NMX-J-2351-ANCE-2008 y NMX-J-235-2-ANCE-2000 y con la clasificación de áreas peligrosas indicada, de acuerdo con NRF-036-PEMEX-2003. 8.1.1.19 Los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial se deben suministrar con los accesorios de instalación y montaje conforme a lo indicado en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta NRF. 8.1.1.20 El proveedor o contratista debe cumplir con los requisitos generales de instalación indicados en el numeral 4.4 de API RP 551 o equivalente 8.1.1.21 La evaluación del desempeño de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial inteligentes debe cumplir con IEC 60770-3. 8.1.1.22 Los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial para aplicación en transferencia de custodia deben cumplir con los requisitos establecidos en el numeral 8.1 de NRF-111-PEMEX-2006. 8.1.1.23 La calibración de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial se debe realizar en fábrica. 8.1.1.24 Para los efectos de esta NRF, con relación a las unidades de medida desplegadas en la carátula o pantalla del propio instrumento, se debe cumplir con lo indicado en el Anexo 12.2. 8.1.2

Requisitos de señal de salida.

8.1.2.1 Los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial deben tener un sistema de transmisión a dos hilos.

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8.1.2.2 El proveedor o contratista debe suministrar el transmisor inteligente con la señal de salida que PEMEX especifique en el Anexo 12.2 de esta NRF y/o lo que se indique en las Bases de Licitación. Cuando esta señal de salida sea digital, el protocolo de comunicación para el transmisor inteligente, debe cumplir con lo indicado en la NRF-046-PEMEX-2003. 8.1.2.3 Cuando se especifiquen los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial con señal de salida en protocolo de comunicación Foundation Fieldbus o Profibus PA, el proveedor o contratista los debe suministrar con los bloques de recursos, bloques de función y bloques transductores que cumplan con los siguientes requisitos: a)

De aplicación en el proceso.

b)

En su función operacional en la red, que aplique.

Los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial con el protocolo Foundation Fieldbus o ProfiBus PA deben tener un registro vigente de la Fieldbus Foundation y ProfiBus respectivamente y deben estar registrados en su página “Web”correspondiente. 8.1.2.4 Los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial inteligentes con protocolo de bus de campo pueden tener diagnósticos avanzados en forma continua para detectar situaciones anormales en su funcionamiento y en el elemento sensor, para el caso en que se tenga señal de salida en 4-20 mA con protocolo HART, los valores fuera de rango deben alertar al usuario de situaciones anormales. 8.1.2.5 Los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial que manejen señal en 4-20 mA con protocolo HART deben tener una señal de salida sin atenuación y soportar una carga de 250 ó 500 ó 750 Ω para un suministro de 24 VCD, de acuerdo a la aplicación funcional. 8.1.3

Características del desempeño.

8.1.3.1 La exactitud mínima que deben tener los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial para una rangeabilidad de 100:1 es la siguiente: a)

Monitoreo ± 0,075% del intervalo de medición “span” o mejor.

b)

Control ± 0,05% del intervalo de medición “span” o mejor.

c)

Transferencia de custodia ± 0,04% del intervalo de medición “span” o mejor.

d)

Sistemas Instrumentados de Seguridad ± 0,075% del intervalo de medición “span” o mejor.

8.1.3.2 La repetibilidad debe ser de 0,1% del intervalo de medición "span". 8.1.3.3 La estabilidad de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial debe ser de ± 0,15% del intervalo de medición “span” durante 5 años o mejor. 8.1.3.4 El error máximo por ajuste de cero por variaciones en presión estática debe ser de ±0,3% del límite superior del rango. 8.1.3.5 El error máximo por el efecto de variación de la temperatura ambiente debe ser de ±0,02% del intervalo de medición "span" por °C.

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8.1.3.6 Los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial deben ser resistentes al choque y a la vibración con un valor mínimo de 2 g a una frecuencia entre 60-2000 Hz. 8.1.3.7 El error máximo por el efecto de la variación en el suministro eléctrico debe ser de 0,005% del intervalo de medición "span" por Volt. 8.1.4

Requisitos de alimentación eléctrica.

8.1.4.1 El suministro eléctrico para los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial con señal de salida en 4-20 mA y digital en protocolo HART debe estar en un rango comprendido entre 8 y 45 VCD. 8.1.4.2 El suministro eléctrico para los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial con señal de salida en protocolo Foundation Fieldbus y Profibus PA debe estar en un rango comprendido entre 9 y 32 VCD. 8.1.5

Requisitos particulares.

8.1.5.1 Cuando se especifique en el Anexo 12.2 de esta NRF los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial con salida en 4-20 mA con protocolo HART pueden tener botones externos con cubierta para su configuración local. 8.1.5.2 La calibración, cambio de rango, elevación, supresión de cero y autodiagnóstico de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial con señal de salida en protocolo HART, Foundation Fieldbus y Profibus PA se debe realizar mediante botones o configurador manual de manera local y desde el SDMC de la instalación correspondiente de manera remota 8.1.5.3 Cuando PEMEX así lo requiera, el proveedor o contratista debe suministrar los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial para aplicaciones de Sistemas Instrumentados de Seguridad con un certificado que cumpla con la IEC-61508, emitido por TÜV o Exida, de cumplimiento con el NIS (SIL) especificado en el Anexo 12.2 de esta NRF. 8.1.5.4 Los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial para salidas 4-20 mA con protocolo HART deben tener un tiempo de respuesta menor o igual a 250 milisegundos. 8.1.5.5 Los instrumentos transmisores de presión y presión diferencial para salidas en protocolo Foundation Fieldbus o Profibus PA deben tener un tiempo de respuesta menor o igual a 250 milisegundos. 8.1.5.6 La velocidad de barrido del transmisor debe ser de 20 veces por segundo, tanto para salidas en 4-20 mA con una señal digital superpuesta en protocolo HART, como para salidas en protocolo Foundation Fieldbus y Profibus PA. 8.1.5.7 Cuando se indique en las hojas de especificaciones del Anexo 12.2 y/o en las Bases de Licitación se deben suministrar instrumentos transmisores de presión e instrumentos transmisores de presión diferencial que cumplan con el requisito de seguridad intrínseca. 8.1.6

Accesorios.

8.1.6.1 Cuando se especifique en el Anexo 12.2 de esta NRF, los instrumentos transmisores de presión diferencial se deben suministrar con un maneral de 3 ó 5 válvulas, integrado al cuerpo del transmisor, y para instrumentos transmisores de presión con un maneral de 2 válvulas.

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8.1.6.2 Los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial con sello de diafragma, deben cumplir con los solicitado en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta NRF y/o lo que se indique en las bases de licitación. 8.1.6.3 Cuando así se indique en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta NRF, se debe suministrar el configurador manual, basado en microprocesadores, con interfaz gráfica, teclado de membrana, intrínsecamente seguro y tener batería recargable el cual debe ser portátil “handheld”, para descargar información como indicaciones, alarmas, diagnósticos, almacenamiento de datos, e históricos, puede ser del tipo inalámbrico, por medio de rayos infrarrojos o de otra tecnología como “bluetooth”, que sea compatible con los instrumentos suministrados. 8.2

Materiales.

8.2.1 El material de la caja de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial debe ser de aluminio libre de cobre con recubrimiento epóxico o de acuerdo a lo solicitado en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta NRF. 8.2.2 El proveedor o contratista debe proporcionar los materiales para el cuerpo, sensor y adaptador de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial de acuerdo a lo solicitado en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta NRF. 8.3

Fabricación.

8.3.1 La fabricación de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial debe cumplir con los requisitos de diseño y los indicados en esta NRF. 8.3.2 Los instrumentos transmisores de presión y presión diferencial deben tener una placa de identificación permanentemente asegurada al instrumento (no se aceptan uniones por adhesivo) conteniendo la siguiente información: a)

Identificación y servicio.

b)

Marca, modelo y numero de serie.

c)

Nombre del fabricante.

d)

Rango.

e)

Fecha de fabricación.

f)

Suministro eléctrico.

g)

Aprobaciones del instrumento.

8.3.3 La fabricación de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial para aplicaciones en transferencia de custodia, debe cumplir los requisitos establecidos en 8.2, 8.2.1, 8.2.2, 8.2.3 y 8.2.5 de NRF-111PEMEX-2006. 8.3.4 Los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial deben cumplir en su fabricación con IEC 61000-6-4 y la IEC 61000-6-2, por lo que el proveedor o contratista debe indicar la relación de las normas

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de medición y prueba, que se indican en las normas anteriores, bajo las cuales están fabricados los transmisores. 8.4

Inspección y pruebas.

8.4.1

Inspección.

8.4.1.1 Previo a la entrega-recepción de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial por parte de proveedor o contratista a PEMEX, se debe llevar a cabo una inspección y verificación documental de todos los componentes que forman parte del transmisor. 8.4.1.2 El proveedor o contratista debe efectuar en forma conjunta con personal designado de PEMEX, la inspección de cada uno de los elementos que integran cada instrumento transmisor de presión y de presión diferencial, comprobando que estén completos y conforme a los requisitos técnicos solicitados en esta NRF y/o Bases de Licitación. El proveedor o contratista debe cumplir con los requisitos que se indican en el numeral 8.2.3 de NRF-049-PEMEX-2006. 8.4.2

Pruebas en sitio.

8.4.2.1 Cuando se indique en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 y/o en las Bases de Licitación, el proveedor o contratista debe realizar pruebas en sitio y de funcionalidad de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial. 8.5

Almacenamiento y transporte.

8.5.1 El proveedor o contratista es responsable del transporte y entrega en sitio de instalación o donde PEMEX así lo indique. También es su responsabilidad suministrar el empaque y embalaje, de acuerdo a las condiciones del lugar donde se va a almacenar (humedad, nivel de corrosión, temperatura). 8.5.2 El embalaje y marcado de materiales y equipos para su embarque debe cumplir con los numerales 8.1.1 al 8.1.2, 8.1.6, 8.1.9, 8.2 al 8.4 de la especificación técnica de PEMEX No. P.1.0000.09. 8.5.3 Para los aspectos de almacenamiento, transporte y manejo de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial, para aplicaciones en transferencia de custodia, el proveedor o contratista debe cumplir los requisitos establecidos en el numeral 8.2.6 de NRF-111-PEMEX-2006. 8.6

Documentación.

8.6.1

Generalidades.

8.6.1.1 Toda la documentación que debe entregar el proveedor o contratista para instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial debe cumplir con los requisitos establecidos en el numeral 8.4.1 de NRF-111PEMEX-2006 y con lo siguiente. 8.6.2

Documentación que el proveedor o contratista debe proporcionar con su propuesta.

8.6.2.1 La hoja de especificaciones del 12.2 de esta NRF que debe ser revisada y completada por el proveedor o contratista. 8.6.2.2 La información que se establece en el numeral 8.4.2 de NRF-111-PEMEX-2006.

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8.6.3 Documentación que el proveedor o contratista debe proporcionar después de colocada la orden de compra. 8.6.3.1 La información que se establece en el numeral 8.4.3 de NRF-111-PEMEX-2006, adicionalmente para aplicaciones de transferencia de custodia, también debe proporcionar la información que se establece en el numeral 8.2.4 de NRF-111-PEMEX-2006. 8.6.3.2 Cinco (5) juegos completos de la siguiente documentación la cual debe ser en idioma español e incluir su simbología: a) Dibujos mostrando dimensiones con detalles de montaje y peso, especificaciones de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial. Se deben indicar los materiales de las partes húmedas. b)

Diagrama de bloques indicando las partes que integran el transmisor.

c)

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

d)

Diagramas de alambrado e interconexión eléctrica del transmisor.

e) Hoja de especificaciones del transmisor del Anexo 12.2 de esta NRF revisada y completada por el proveedor o contratista. f)

Descripción completa del transmisor.

g) La lista de partes de repuesto requeridas para dos años de operación del transmisor, incluyendo procedimientos y programa de reemplazo de cada una de ellas, cuando sea requerida en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta NRF. 8.6.3.3 El informe o dictamen de calibración del transmisor de presión o de presión diferencial emitido por laboratorios acreditados ante la ema o laboratorios de entidades de otros países, homologados conforme a la LFMN y su Reglamento. 8.6.3.4 Los certificados o aprobaciones internacionales de cumplimiento con la fabricación, seguridad y clasificación de área. 8.6.3.5 El registro vigente de la Fieldbus Foundation o de la ProfiBus. 8.6.3.6 La documentación que avale cada uno de los requisitos indicados en 8.1.3 de esta NRF. 8.6.3.7 La documentación de las pruebas en sitio. 8.6.3.8 La documentación de calibración en fábrica considerando cinco (5) puntos de referencia (0, 25, 50, 75 y 100% de la señal de salida). 8.6.3.9 La documentación de la garantía de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial y debe cumplir con los requisitos que se establezcan en las Bases de Licitación y para aplicaciones de transferencia de custodia además debe cumplir con lo establecido en el numeral 8.2.7 de NRF-111-PEMEX2006. 8.6.3.10 La documentación de garantía que avale los siguientes conceptos:

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a)

Partes y accesorios del instrumento transmisor.

b)

Materiales.

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8.6.3.11 El documento que garantice por escrito que los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial no van a ser obsoletos y que se pueden actualizar y ser compatibles con los nuevos desarrollos que a futuro sean liberados en el mercado de esta tecnología.

9.

RESPONSABILIDADES.

9.1

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

9.1.1 Vigilar el cumplimiento de esta NRF para la adquisición de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 9.2

Proveedor o contratista.

9.2.1 Seleccionar el equipo que cumpla con los requisitos especificados en esta norma y en el Anexo 12.2 y/o con 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 transmisores de presión y de presión diferencial. 9.2.4 Instalar, calibrar, capacitar, probar y la puesta en operación de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial, de acuerdo a lo indicado en las Bases de Licitación. 9.2.5 Para aplicaciones de transferencia de custodia, además se debe cumplir con las responsabilidades establecidas en los numerales 9.1.2, 9.1.3 y 9.5.1 de NRF-111-PEMEX-2006. 9.2.6 El proveedor o contratista se obliga a través de su garantía a cubrir la calidad y operación de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial suministrados, conforme a la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta NRF y/o con lo indicado en las Bases de Licitación.

10.

CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES.

No tiene concordancia.

11.

BIBLIOGRAFÍA.

11.1 ANSI/ISA 50.00.01:1975 (R2002) Compatibility of analog signals for electronic industrial process instruments (Compatibilidad de señales analógicas de instrumentación electrónica en los procesos industriales).

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11.2 ANSI/ISA 51.1:1979 (R1993) Process instrumentation terminology (Terminología de instrumentación de proceso). 11.3

API RP 551:1993 Process measurement instrumentation (Instrumentación para medición de proceso).

11.4 2001.

Especificación PEMEX ESP-P-6140 Transmisores de presión y de presión diferencial, Rev. 2, PGPB,

11.5

Especificación PEMEX ESP-P-6180 Transmisores multivariables, Rev. 2, PGPB, 2001.

11.6 Especificación PEMEX P.1.0000.09 Embalaje y marcado de equipos y materiales, Primera Edición, PEP, 2005. 11.7 Especificación IMP-412-ET-27-0 Especificaciones generales para transmisores de presión diferencial inteligentes tipo electrónico, Rev. 0, IMP, 2002. 11.8 Especificación IMP-412-ET-28-0 Especificaciones generales para transmisores de presión inteligentes tipo electrónico, Rev. 0, IMP, 2002. 11.9 Especificación IMP-412-ET-29-0 Especificaciones generales para transmisores de presión de tiro inteligentes tipo electrónico, Rev. 0, IMP, 2002. 11.10 ISA S37.1:1975 (R1982) Electrical transducer nomenclature and terminology (Terminología y nomenclatura para transductores eléctricos). 11.11 ISA S37.3:1982 (R1995) Specifications and tests for strain gage pressure transducer (Especificación y pruebas para transductores de presión). 11.12 ISA TR20.00.01:2001 Specifications forms for process measurement and control instruments – Part 1: General considerations (Formatos de especificaciones para instrumentos de medición y control de procesos – Parte 1: Consideraciones generales). 11.13

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

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12.

ANEXOS.

12.1

Presentación de documentos normativos equivalentes.

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Sí el proveedor o contratista considera que un documento normativo es equivalente al documento normativo (norma, código, especificación o estándar) indicado en esta Norma de Referencia, debe solicitar por escrito a PEMEX la revisión, para que en su caso otorgue autorización, del documento presuntamente equivalente, anexando los antecedentes y argumentación en forma comparativa, concepto por concepto, demostrando que como mínimo se cumplen los requisitos de la norma, código, especificación o estándar 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, deben 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 deben acompañarse con su traducción a este idioma hecha por perito traductor. En caso que PEMEX no autorice el uso del documento normativo equivalente propuesto, el proveedor o contratista está obligado a cumplir con la normatividad establecida en esta NRF.

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12.2

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Hoja de especificaciones para instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial. HOJA DE ESPECIFICACIONES

REV.

POR

FECHA

REVISO CONTRATO

INSTRUMENTOS TRANSMISORES DE PRESIÓN / TRANSMISORES DE PRESIÓN DIFERENCIAL

REQUISICION ELABORO REVISO VALIDO

(Hoja 1 de 2)

CUERPO DEL TRANSMISOR

CARACTERÍSTICAS DE DESEMPEÑO

1. ▲

Tipo de Cuerpo/ Brida

34. ▲

Presión de prueba

2. ▲

Conexión a Proceso

35. ▲

Exactitud / Rangeabilidad

3. ▲

Diámetro venteo / drene

36. ▲

Repetibilidad

4. ▲

Montaje

37. ▲

5. ▲

Material cuerpo / brida

38. n

6. l

Material del venteo / drene

39. l

7. l

Material de los pernos

40. l

8. ▲

Material del adaptador

41. l

9. l

Material empaque / anillo Material de los accesorios de montaje

42. l

Estabilidad Por ciento de error por temperatura ambiente Error por choque y vibración Error por variaciones de presión de operación Error por variaciones en el suministro eléctrico Banda muerta

43. ▲

Indicador remoto

10. l

ELEMENTO SENSOR

ACCESORIOS

11. ▲

Tipo de sensor

44. ▲

Maneral/Material/Conexiones

12. l

Intervalo de medición “Span”

45. ▲

Configurador manual portátil

13. ▲

Material del sensor

46. ▲

Otros Identificación de acuerdo a proyecto Especificación de referencia

TRANSMISOR

REQUISITOS ESPECIALES

14. ▲

Alcance Nominal (Rango)

47. ▲

15. ▲

Tipo de señal de salida Tipo de caja o Clasificación Eléctrica

48. ▲

16. ▲

49. ▲

Preparación especial

17. ▲

Comunicación digital

50. ▲

18. ▲

51. l 52. ▲

Bloques de funciones

20. n

Alimentación eléctrica Indicación local/Unidad de medición Limitación de carga

Cumplimiento con norma / estándar Configuración de software

53. ▲

Diagnósticos Avanzados

21. ▲

Certificación/ aprobación

54. ▲

19. ▲

22. ▲

Ajuste de cero -Span

55. ▲

23. l

Diagnósticos

56. ▲

Nivel de NIS (SIL) Botones de configuración local Tiempo de respuesta

57. ▲

Tipo de sello

24. ▲

Material y grado IP de la caja

25. l

Consumo eléctrico

58. ▲

Conexión al instrumento

26. n

Peso

59. ▲

Longitud del capilar/diámetro

27. n

Dimensiones

60. ▲

Material del diafragma

28. ▲

Conexión eléctrica

61. ▲

Material de la brida superior

62. ▲

Material de la brida inferior

DATOS FÍSICOS

CONDICIONES AMBIENTALES

SELLO DE DIAFRAGMA

29. ▲

Presión atmosférica

63. l

Material de los tornillos

30. ▲

Temperatura ambiente

64. l

Material del empaque

31. ▲

Humedad relativa

65. ▲

Líquido de llenado

Notas:

FECHA

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HOJA DE ESPECIFICACIONES

REV.

POR

FECHA

REVISO

INSTRUMENTOS TRANSMISORES DE PRESIÓN / TRANSMISORES DE PRESIÓN DIFERENCIAL (Hoja 2 de 2)

IDENTIFICACIÓN

RANGO CALIBRADO

▲

▲

PRESIÓN DE PROCESO MAX. / NOR. / MIN. ▲ ▲ ▲

TEMPERATURA DE PROCESO MAX. / NOR. / MIN. ▲ ▲ ▲

SERVICIO

NOTAS

▲

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

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12.3

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Sensores para instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial (Informativo).

APLICACIONES

Monitoreo de presión (manométrica o absoluta) en líneas de proceso o servicios auxiliares

SENSOR

EXACTITUD

Celda capacitiva: Elemento piezoresistivo:

0,075% del “Span” 0,065% del “Span”

Cristal resonante:

INTERVALO DE MEDICIÓN “SPAN” Presión manométrica y absoluta: 0-0.060 kg/cm2 0-0,35 kg/cm2 0-2,1 kg/cm2 0-10,68 kg/cm2 0-21,38 kg/cm2 0-57 kg/cm2 0-285 kg/cm2 0-712,4 kg/cm2

SEÑAL DE SALIDA

Fluidos no corrosivos: acero inoxidable 316. 4-20 mA/HART Foundation Fieldbus Profibus PA.

Monitoreo de presión diferencial en equipos

Celda capacitiva: Cristal resonante:

0,075% del “Span” 0,065% del “Span”

Celda capacitiva: Cristal resonante:

0,075% del “Span” 0,065% del “Span”

0-0.010 kg/cm2 0-63,5 cm de agua 0-635 cm de agua 0-2540 cm de agua 0-163159.04 cm de agua

4-20 mA/HART Foundation Fieldbus Profibus PA.

Monitoreo de nivel en recipientes

Cristal resonante:

0,075% del “Span” 0,065% del “Span”

0-63,5 cm de agua 0-635 cm de agua 0-2540 cm de agua 0-163159.04 cm de agua

Fluidos corrosivos o servicio amargo: Hastelloy-C. Agua de mar: Monel. Fluidos altamente corrosivos: Monel, Tantalio, Oro, Rodio. Fluidos no corrosivos: acero inoxidable 316.

4-20 mA/HART Foundation Fieldbus Profibus PA.

Fluidos corrosivos o servicio amargo: Hastelloy-C. Agua de mar: Monel. Fluidos altamente corrosivos: Monel, Tantalio, Oro, Rodio. Fluidos no corrosivos: acero inoxidable 316.

Presión diferencial:

Celda capacitiva:

Agua de mar: Monel.

Fluidos no corrosivos: acero inoxidable 316.

Presión diferencial:

Monitoreo flujo (presión diferencial en un elemento de medición de flujo)

Fluidos corrosivos o servicio amargo: Hastelloy-C.

Fluidos altamente corrosivos: Monel, Tantalio, Oro, Rodio.

Presión diferencial: 0-0.010 kg/cm2 0-0,35 kg/cm2 0-63,5 cm de agua 0-635 cm de agua 0-163159.04 cm de agua

MATERIAL DE LAS PARTES HÚMEDAS

4-20 mA/HART Foundation Fieldbus Profibus PA.

Fluidos corrosivos o servicio amargo: Hastelloy-C. Agua de mar: Monel. Fluidos altamente corrosivos: Monel, Tantalio, Oro, Rodio.

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APLICACIONES

Control de proceso variable Presión (manométrica o absoluta), variable Flujo, variable Nivel

Transferencia de Custodia y/o medición Fiscal variable Presión (manométrica), variable Flujo

Sistemas Instrumentados de Seguridad variable Presión (manométrica), variable Flujo, variable Nivel

SENSOR

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EXACTITUD

Celda capacitiva: Elemento piezoresistivo:

0,05% del “Span” 0,04% del “Span”

Cristal resonante:

Celda capacitiva: Elemento piezoresistivo:

0,04% del “Span” 0,0375% del “Span”

INTERVALO DE MEDICIÓN “SPAN” Presión manométrica y absoluta: 0-0.060 kg/cm2 0-0,35 kg/cm2 0-2,1 kg/cm2 0-10,68 kg/cm2 0-21,38 kg/cm2 0-57 kg/cm2 0-285 kg/cm2 0-712,4 kg/cm2 Presión diferencial: 0-0,35 kg/cm2 0-63,5 cm de agua 0-635 cm de agua 0-2540 cm de agua 0-101974.4 cm de agua Presión manométrica y absoluta: 0-2,1 kg/cm2 0-10,68 kg/cm2 0-21,38 kg/cm2 0-57 kg/cm2 0-285 kg/cm2 0-712,4 kg/cm2

Cristal resonante.

SEÑAL DE SALIDA

0,04% del “Span” 0,0375% del “Span”

Presión diferencial: 0-63,5 cm de agua 0-635 cm de agua 0-2540 cm de agua Presión manométrica y absoluta: 0-2,1 kg/cm2 0-10,68 kg/cm2 0-21,38 kg/cm2 0-57 kg/cm2 0-285 kg/cm2 0-712,4 kg/cm2

Cristal resonante: Presión diferencial: 0-63,5 cm de agua 0-635 cm de agua 0-2540 cm de agua

MATERIAL DE LAS PARTES HÚMEDAS

Fluidos no corrosivos: acero inoxidable 316. 4-20 mA/HART Foundation Fieldbus Profibus PA

Fluidos corrosivos o servicio amargo: Hastelloy-C. Agua Monel.

de

mar:

Fluidos altamente corrosivos: Monel, Tantalio, Oro, Rodio.

4-20 mA/HART Foundation Fieldbus Profibus PA

Celda capacitiva: Elemento piezoresistivo:

Rev. 0

Fluidos no corrosivos: acero inoxidable 316. Fluidos corrosivos o servicio amargo: Hastelloy-C.

Fluidos no corrosivos: acero inoxidable 316.

4-20 mA/HART

Fluidos corrosivos o servicio amargo: Hastelloy-C. Fluidos altamente corrosivos: Monel, Tantalio, Oro, Rodio.