ACUERDO por el que la Comisión Reguladora de Energía ordena la publicación del Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-017-CRE-2018, Métodos de medición de variables para el cálculo del porcentaje de energía libre de combustible y procedimiento para la evaluación de la conformidad.
Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Comisión Reguladora de Energía.
ACUERDO Núm. A/051/2018
ACUERDO POR EL QUE LA
COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA ORDENA LA PUBLICACIÓN EN EL DIARIO OFICIAL DE LA
FEDERACIÓN DEL PROYECTO DE NORMA OFICIAL MEXICANA PROY-NOM-017-CRE-2018,
MÉTODOS DE MEDICIÓN DE VARIABLES PARA EL CÁLCULO DEL PORCENTAJE DE ENERGÍA
LIBRE DE COMBUSTIBLE Y PROCEDIMIENTO PARA LA EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD
El Órgano de Gobierno de la Comisión Reguladora de Energía, con
fundamento en los artículos 28, párrafo octavo de la Constitución Política de
los Estados Unidos Mexicanos; 1, 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica de
la Administración Pública Federal; 1, 2, fracción II, 3, 4, párrafo primero, 5,
22, fracciones I, II, III, XXIV, XXVI, inciso a) y XXVII, 27, 41, fracción III,
y 42 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 1,
2, 3, 12, fracciones I, III, XX, XXXIX, XLVII y LII, 126, fracciones III y V,
127, 132 y 134 de la Ley de la Industria Eléctrica; 1, 2, 4 y 16, fracciones
VII, IX y 69-H de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; 38,
fracciones II, V, VI, y IX, 40, fracción IV, 41, 43, 48, 52, 68, 70 y 74 de la
Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 28, 33 y 80 del Reglamento de la
Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1 y 17 del Reglamento de la Ley
de la Industria Eléctrica; y 1, 2, 4, 7, fracción I, 12, 16 y 18, fracciones I,
XV y XLIV del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía, y
CONSIDERANDO
Primero. Que con motivo del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en Materia de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 20 de diciembre de 2013, el Congreso de la Unión expidió la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) y la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME), ambas publicadas el 11 de agosto de 2014 en el mismo medio de difusión, así como la Ley de Transición Energética (LTE) publicada el 24 de diciembre de 2015, abrogando la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), la Ley de la Comisión Reguladora de Energía y la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética y la Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía, derogando las demás disposiciones que se opongan a los mismos.
Segundo. Que de conformidad con los artículos 28, párrafo octavo de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 1, 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, y 2, fracción II y 3 de la LORCME, la Comisión Reguladora de Energía (Comisión) es una dependencia de la administración pública centralizada con autonomía técnica, operativa y de gestión, con carácter de órgano regulador coordinado en materia energética.
Tercero. Que en términos de los artículos 4, 41, fracción III y 42 de la LORCME, corresponde a la Comisión regular y promover el desarrollo eficiente de las actividades de generación de electricidad, los servicios públicos de transmisión y distribución eléctrica, la transmisión y distribución eléctrica que no forma parte del servicio público y la comercialización de electricidad, así como fomentar el desarrollo eficiente de la industria, promover la competencia en el sector, proteger los intereses de los usuarios, propiciar una adecuada cobertura nacional y atender a la confiabilidad, estabilidad y seguridad en el suministro y la prestación de los servicios.
Cuarto. Que de acuerdo con el artículo 22, fracciones II y III de la LORCME, es facultad de la Comisión emitir acuerdos y demás actos administrativos necesarios para el cumplimiento de sus funciones, entre ellas vigilar y supervisar el cumplimiento de la regulación aplicable a quienes realicen actividades reguladas en el ámbito de su competencia.
Quinto. Que de conformidad con lo dispuesto en el artículo 15, fracción V de la LTE, corresponde a la Comisión expedir las Normas Oficiales Mexicanas en materia de Energías Limpias y de Cogeneración Eficiente.
Sexto. Que de acuerdo con lo previsto en el artículo 38, fracciones II y V, de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN), corresponde a las dependencias expedir normas oficiales mexicanas en las materias relacionadas con sus atribuciones, según su competencia, y verificar que los procesos, instalaciones o actividades cumplan con dichas normas.
Séptimo. Que el artículo 40, fracción IV de la LFMN, establece que las normas oficiales mexicanas tendrán como finalidad establecer las características y/o especificaciones relacionadas con los instrumentos para medir, los patrones de medida y sus métodos de medición, verificación, calibración y trazabilidad.
Octavo. Que, de conformidad con el artículo 73 de la LFMN, las dependencias competentes establecerán, tratándose de normas oficiales mexicanas, los procedimientos para la evaluación de la conformidad, cuando para fines oficiales requieran comprobar el cumplimiento con las mismas. Dichos procedimientos se publicarán para consulta pública en el DOF antes de su publicación definitiva, salvo que los mismos estén contenidos en la norma oficial mexicana correspondiente.
Noveno. Que en términos de lo previsto en
el artículo 3, fracción XXII de la LIE, las Energías Limpias son aquellas fuentes de energía y procesos de
generación de electricidad cuyas emisiones o residuos, cuando los haya, no
rebasen los umbrales establecidos en las disposiciones reglamentarias que para
tal efecto se expidan. Entre las Energías Limpias se considera a la energía
generada por centrales de cogeneración eficiente en términos de los criterios
de eficiencia emitidos por la Comisión y de emisiones establecidos por la
Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales.
Décimo. Que, conforme al artículo 12, fracción XX de la LIE, corresponde a la Comisión expedir las normas, directivas, metodologías y demás disposiciones de carácter administrativo que regulen y promuevan la generación de energía eléctrica a partir de Energías Limpias, atendiendo la política energética establecida por la Secretaría de Energía.
Undécimo. Que el 31 de octubre de 2014 se
publicaron en el DOF los Lineamientos que establecen los criterios para el
otorgamiento de CEL y los requisitos para su adquisición, mismos que en su
numeral 6 señalan que cuando se utilicen combustibles fósiles, los Generadores
Limpios tendrán derecho a recibir un CEL por cada Megawatt-hora generado en las
Centrales Eléctricas Limpias que representen, multiplicado por el porcentaje de
energía libre de combustible.
Duodécimo. Que el 30 de marzo de 2016, se publicaron en el DOF las Disposiciones Administrativas de Carácter General para el funcionamiento del Sistema de Gestión de Certificados y Cumplimiento de Obligaciones de Energías Limpias (Disposiciones del Sistema CEL).
Decimotercero. Que las Disposiciones del Sistema CEL establecen que los Generadores Limpios y los Suministradores que representen Generación Limpia Distribuida sólo podrán recibir Certificados de Energía Limpia (CEL) por la generación producida a partir del día siguiente a aquél en que sean inscritos en el Sistema de Gestión de Certificados y Cumplimiento de Obligaciones de Energías Limpias o del 1 de enero de 2018, lo que ocurra después.
Decimocuarto. Que el 22 de diciembre de 2016, se publicaron en el DOF las Disposiciones administrativas de carácter general que contienen los criterios de eficiencia y establecen la metodología de cálculo para determinar el porcentaje de energía libre de combustible en fuentes de energía y procesos de generación de energía eléctrica (Disposiciones de Eficiencia y ELC), mismas que en su numeral 1.2 establecen cinco casos en los que se deberá calcular el Porcentaje de Energía Libre de Combustible a partir de ciertos valores de energía eléctrica, energía térmica y de los combustibles utilizados, entre otros, como se describe a continuación:
Caso I. Centrales Eléctricas de cogeneración eficiente;
Caso II. Centrales Eléctricas Limpias que utilizan combustibles fósiles;
Caso III. Tecnología de bajas emisiones y centrales térmicas con procesos de captura y almacenamiento geológico y biosecuestro de carbono;
Caso IV. Aprovechamiento de hidrógeno, y
Caso V. Metodología de cálculo de densidad de potencia de centrales hidroeléctricas.
No. |
Caso |
Aspectos a
considerar |
|
I |
Centrales
Eléctricas con procesos de cogeneración |
Energía eléctrica
neta generada |
E |
Energía de los
combustibles empleados |
F |
||
Energía térmica
neta o calor útil generado en la central eléctrica |
H |
||
II |
Centrales
Eléctricas Limpias que utilizan combustibles fósiles |
Energía eléctrica
neta generada |
E |
Energía de los
combustibles fósiles empleados |
F |
||
Energía de los
combustibles no fósiles empleados |
FEL |
||
III |
Tecnologías de
bajas emisiones y centrales térmicas con procesos de captura y almacenamiento
geológico o biosecuestro de bióxido de carbono |
Energía eléctrica
neta generada |
E |
Factor de emisiones
de bióxido de carbono por energía eléctrica generada |
FactormC |
||
IV |
Aprovechamiento del
hidrógeno |
Producción de
hidrógeno |
ProdH2 |
Poder calorífico
del hidrógeno |
PCH2 |
||
Energía de los
combustibles fósiles empleados en el proceso de producción de hidrógeno |
F |
||
Energía
aprovechable del hidrógeno producido |
EH2 |
||
V |
Metodología de
cálculo de densidad de potencia de centrales hidroeléctricas |
Energía eléctrica
neta generada |
E |
Capacidad de
generación de la central eléctrica |
P |
||
Superficie de
embalse |
Supe |
Al respecto, la medición para los cinco casos antes citados es necesaria para la obtención de los CEL, en tanto se establece la metodología para calcular el porcentaje de energía libre de combustible.
Decimoquinto.
Que el 23 de enero de 2018, se publicó en el DOF el
Acuerdo por el que se modifican y adicionan las Disposiciones Administrativas
de Carácter General para el funcionamiento del Sistema de Gestión de
Certificados y Cumplimiento de Obligaciones de Energías Limpias,
estableciéndose en el segundo párrafo de su artículo Segundo Transitorio que en
tanto se expidan las disposiciones correspondientes, para los casos en los que
aplique la Metodología, la medición de variables para el cálculo de la energía
libre de combustible para poder recibir CEL, será confirmada mediante el
Dictamen Técnico que emita la Unidad Acreditada, así como que cumplan con las
Disposiciones Administrativas para la medición de variables que apliquen a
dicha Metodología.
Decimosexto. Que el 24 de enero de 2018, se publicaron en el DOF los Términos para acreditar a las unidades que certificarán a las Centrales Eléctricas Limpias y que certificarán la medición de variables requeridas para determinar el porcentaje de energía libre de combustible (Términos), mismos que establecen en sus Transitorios Cuarto, Quinto y Sexto lo siguiente:
Decimoséptimo. Que el artículo Cuarto Transitorio de los Términos establece que, para
el caso de los sistemas de cogeneración que fueron acreditados como
cogeneración eficiente al amparo de la LSPEE, se tomarán en cuenta los valores
establecidos en la resolución de la Comisión que le otorga el carácter de
Cogeneración Eficiente, siempre y cuando cuenten con su permiso único de
Generador al amparo de la LIE y siga vigente su acreditación como Cogeneración
Eficiente, siempre y cuando se mantengan las mismas condiciones bajo las cuales
se acreditó, incluyendo el contar con la misma capacidad que se amparó en dicha
acreditación. Lo anterior, será aplicable en tanto la Comisión expida las
Disposiciones Administrativas para la medición de variables que deban aplicar
para dicha Metodología.
Decimoctavo. Que el artículo Quinto Transitorio de los Términos dispone que para el caso de las centrales hidroeléctricas a las cuales aplique la Metodología, la medición de variables para el cálculo de la Energía Libre de Combustible se hará conforme a los valores de referencia amparados en el correspondiente título de concesión de agua, en tanto la Comisión expida las Disposiciones Administrativas para la medición de variables que deban aplicar para dicha Metodología, o en su caso, las normas oficiales mexicanas correspondientes.
Decimonoveno. Que el artículo Sexto Transitorio de los Términos indica que para el caso de una tecnología que utilice dos o más combustibles a la cual le aplique la Metodología, la medición de variables para el cálculo de la Energía Libre de Combustible, se hará con base en la facturación de los datos relativos a los combustibles utilizados para la generación de energía eléctrica y la Unidad Acreditada comprobará que los valores amparados por dichas facturas sean correctos en tanto la Comisión expida las Disposiciones Administrativas para la medición de variables que deban aplicar para dicha Metodología, o en su caso, las normas oficiales mexicanas correspondientes.
Vigésimo.
Que el 29 de noviembre de 2018, el Comité Consultivo
Nacional de Normalización Eléctrico aprobó el PROY-NOM-017-CRE-2018, Métodos de
medición de variables para el cálculo del porcentaje de energía libre de
combustible y procedimiento para la evaluación de la conformidad, para ser
publicado en el DOF a efecto de que dentro de los siguientes 60 días naturales
los interesados presenten sus comentarios al Comité Consultivo Nacional de
Normalización Eléctrico, de conformidad con el artículo 47, fracción I de la
LFMN y 33 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
Vigésimo
primero. Que el Proyecto de Norma Oficial Mexicana
PROY-NOM-017-CRE-2018, contiene los requerimientos metrológicos necesarios para
la medición de las variables necesarias para la determinación de la Energía Libre
de Combustible de los procesos de generación de energía eléctrica que se
definen en las Disposiciones de eficiencia y ELC, mismos que se describen en el
Considerando Decimocuarto
del presente Acuerdo.
Que en razón de lo anterior, esta Comisión estima necesario emitir el
siguiente:
ACUERDO
Primero. Se ordena la publicación en el Diario Oficial de la Federación del Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-017-CRE-2018, Métodos de medición de variables para el cálculo del porcentaje de Energía Libre de Combustible y procedimiento para la evaluación de la conformidad, a efecto de que dentro de los 60 días naturales siguientes a su publicación, los interesados presenten sus comentarios al Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrico. El Proyecto de Norma Oficial Mexicana se anexa al presente Acuerdo y forma parte integrante del mismo como si a la letra se insertare.
Segundo.
Con fundamento en el artículo 33 del Reglamento de la
Ley Federal sobre Metrología y Normalización, los interesados deberán entregar
sus comentarios al Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-017-CRE-2018,
Métodos de medición de variables para el cálculo del porcentaje de Energía
Libre de Combustible y procedimiento para la evaluación de la conformidad al
Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrico de esta Comisión, en sus
oficinas ubicadas en Boulevard Adolfo López Mateos 172, Colonia Merced Gómez,
Alcaldía de Benito Juárez, Código postal 03930, Ciudad de México, o a los
correos electrónicos gcabrera@cre.gob.mx y ccorrea@cre.gob.mx, en idioma
español y dentro del plazo de 60 días naturales señalado en el Acuerdo Primero
anterior.
Tercero.
Inscríbase el presente Acuerdo con el número A/051/2018, en el Registro al que se
refieren los artículos 22, fracción XXVI, inciso a) y 25, fracción X de la Ley
de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, y 4 y 16 del
Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía.
Ciudad de México, a 13 de diciembre de 2018.- El Presidente, Guillermo Ignacio García Alcocer.- Rúbrica.- El Comisionado, Marcelino Madrigal Martínez.- Rúbrica.- La Comisionada, Neus Peniche Sala.- Ausente.- El Comisionado, Luis Guillermo Pineda Bernal.- Rúbrica.- La Comisionada, Cecilia Montserrat Ramiro Ximénez.- Rúbrica.- El Comisionado, Jesús Serrano Landeros.- Rúbrica.- El Comisionado, Guillermo Zúñiga Martínez.- Rúbrica.
PROYECTO DE NORMA OFICIAL MEXICANA PROY-NOM-017-CRE-2018, MÉTODOS DE MEDICIÓN DE VARIABLES PARA EL CÁLCULO DEL PORCENTAJE DE ENERGÍA LIBRE DE COMBUSTIBLE Y PROCEDIMIENTO PARA LA EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD
PREFACIO
Este Proyecto de
Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-017-CRE-2018, Métodos de medición variables
para el cálculo del porcentaje de Energía Libre de Combustible y procedimiento
para la evaluación de la conformidad, fue aprobado por el Comité Consultivo
Nacional de Normalización Eléctrico de la Comisión Reguladora de Energía.
ÍNDICE
TÍTULO PRIMERO |
|
Introducción |
Capítulo 0 |
Objetivo y campo de aplicación |
Capítulo 1 |
Referencias
normativas |
Capítulo 2 |
Términos y definiciones |
Capítulo 3 |
Términos abreviados |
Capítulo 4 |
Generalidades |
Capítulo 5 |
|
|
TÍTULO SEGUNDO |
|
Sistema de medición |
|
Requerimientos metrológicos |
Capítulo 6 |
Requerimientos de información |
Capítulo 7 |
|
|
TÍTULO TERCERO |
|
Caso I - Centrales Eléctricas con proceso
de cogeneración eficiente |
|
Clasificación y delimitación de los
procesos de cogeneración |
Capítulo 8 |
Requerimientos metrológicos: incertidumbre |
Capítulo 9 |
Métodos de medición |
Capítulo 10 |
|
|
TÍTULO CUARTO |
|
Caso II - Centrales Eléctricas Limpias que
utilizan combustibles fósiles |
|
Requerimientos
metrológicos: incertidumbre |
Capítulo 11 |
Métodos de medición |
Capítulo 12 |
|
|
TÍTULO QUINTO |
|
Caso III - Tecnologías de bajas emisiones y
centrales térmicas con procesos de captura y almacenamiento geológico o
biosecuestro de bióxido de carbono |
|
Requerimientos
metrológicos: incertidumbre |
Capítulo 13 |
Métodos de medición |
Capítulo 14 |
|
|
TÍTULO SEXTO |
|
Caso IV - Aprovechamiento del hidrógeno |
|
Requerimientos
metrológicos: incertidumbre |
Capítulo 15 |
Métodos de medición |
Capítulo 16 |
|
|
TÍTULO SÉPTIMO |
|
Caso V - Metodología de cálculo de densidad de potencia de centrales
hidroeléctricas |
|
Requerimientos metrológicos: incertidumbre |
Capítulo 17 |
Métodos de medición |
Capítulo 18 |
|
|
TÍTULO OCTAVO |
|
Registro de información |
|
Del registro y almacenamiento de la información |
Capítulo 19 |
De la disponibilidad de la información |
Capítulo 20 |
|
|
TÍTULO NOVENO |
|
Procedimiento para la evaluación de la conformidad |
|
|
|
TÍTULO DECIMO |
|
Vigilancia |
|
|
|
TÍTULO UNDÉCIMO |
|
Concordancia con normas internacionales |
|
|
|
TÍTULO DUODÉCIMO |
|
Bibliografía |
|
|
|
TÍTULO DECIMOTERCERO |
|
Apéndices normativos |
|
|
|
APÉNDICE A |
|
Sistemas de medición de flujo |
|
|
|
APÉNDICE B |
|
Sistemas de medición de masa |
|
|
|
APÉNDICE C |
|
Requisitos para la medición de presión y temperatura de fluidos |
|
|
|
APÉNDICE D |
|
Requisitos detallados para la medición de poder calorífico de sólidos,
líquidos y gases |
|
|
|
APÉNDICE E |
|
Procedimiento general de la operación de un calorímetro para la
determinación del poder calorífico superior |
|
|
|
APÉNDICE
F |
|
Cálculo de poder calorífico inferior a
presión constante usando los valores de base seca |
|
|
|
APÉNDICE
G |
|
Valores del factor A para el cálculo del
poder calorífico superior Qg (25° C) |
|
|
|
APÉNDICE
H |
|
Métodos de medición de la emisión de gases
CO2 |
|
|
|
TRANSITORIOS |
|
0. Introducción
El presente Proyecto de
Norma Oficial Mexicana, PROY-NOM-017-CRE-2018 (PROY-NOM) está estructurado
conforme a la Norma Mexicana NMX-Z-013-SCFI-2015, Guía para la estructuración y
redacción de normas; asimismo, se divide en títulos que facilitan la lectura,
comprensión y aplicación de las disposiciones establecidas en éste.
Este PROY-NOM-017-CRE-2018 se divide
en los siguientes títulos:
TÍTULO Primero. Introducción, Objetivo y campo de aplicación,
Referencias normativas, Términos y definiciones, Términos abreviados y
Generalidades;
TÍTULO Segundo. Sistema de medición, Requerimientos
metrológicos, Requerimientos de información;
TÍTULO Tercero. Caso I - Centrales Eléctricas con proceso de
cogeneración eficiente;
TÍTULO Cuarto. Caso II - Centrales Eléctricas Limpias que
utilizan combustibles fósiles;
TÍTULO Quinto. Caso III - Tecnologías de bajas emisiones y
centrales térmicas con procesos de captura y almacenamiento geológico o
biosecuestro de bióxido de carbono;
TÍTULO Sexto. Caso IV - Aprovechamiento del
hidrógeno;
TÍTULO Séptimo. Caso V - Metodología de cálculo de densidad de
potencia de centrales hidroeléctricas;
TÍTULO Octavo. Registro de información;
TÍTULO Noveno. Procedimiento para la evaluación de la
conformidad;
TÍTULO Décimo. Vigilancia;
TÍTULO Undécimo. Concordancia con normas internacionales;
TÍTULO Duodécimo. Bibliografía;
TÍTULO Decimotercero. Apéndices normativos
títULO
Primero
DISPOSICIONES GENERALES
1. Objetivo y Campo de
Aplicación
1.1 Objetivo
El presente Proyecto de Norma Oficial
Mexicana tiene como objeto establecer lo siguiente:
a) Los requerimientos metrológicos y metodologías de medición necesarios que deben emplearse en Centrales Eléctricas que requieren obtener los valores de las variables a utilizar en la determinación de la ELC.
b) El Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad.
1.2 Campo de
aplicación
El presente Proyecto de Norma Oficial
Mexicana es aplicable a las Centrales Eléctricas que requieran obtener los valores
de las variables para la determinación de la ELC en términos de las
Disposiciones de Eficiencia y ELC cuando utilicen cualquiera de los procesos de
generación que se enuncian a continuación:
a) Centrales Eléctricas con procesos de cogeneración eficiente
b) Centrales Eléctricas Limpias que utilizan combustibles fósiles
c) Tecnologías de bajas emisiones y centrales térmicas con procesos de captura y almacenamiento geológico o biosecuestro de bióxido de carbono
d) Centrales Eléctricas con aprovechamiento del hidrógeno
e) Centrales hidroeléctricas
1.3 Exclusiones
El presente Proyecto de Norma Oficial
Mexicana no será aplicable a todas aquellas Centrales Eléctricas que cuenten
con un permiso de Cogeneración y se encuentren acreditadas como cogeneración
eficiente en términos de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica,
siempre y cuando su Contrato de Interconexión Legado se mantenga vigente.
2. Referencias Normativas
Para los fines de este Proyecto de
Norma Oficial Mexicana, es indispensable aplicar las Normas Oficiales
Mexicanas, Normas Mexicanas, Normas Internacionales y métodos de prueba que se
indican a continuación, o las que las sustituyan:
NOM-008-SCFI-2002 |
Sistema General de Unidades de Medida. |
NOM-013-SCFI-2004 |
Instrumentos de medición- Manómetros con elemento
elástico-Especificaciones y métodos de prueba. |
NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005 |
Especificaciones de los combustibles fósiles para la protección
ambiental. |
NOM-016-CRE-2016 |
Especificaciones de calidad de los petrolíferos. |
NOM-001-SECRE-2010 |
Especificaciones del gas natural (cancela y sustituye a la
NOM-001-SECRE-2003, Calidad del gas natural y la NOM-EM-002-SECRE-2009,
Calidad del gas natural durante el periodo de emergencia severa). |
NMX-AA-174-SCFI-2015 |
Que establece especificaciones y requisitos para la certificación de
sustentabilidad ambiental en la producción de bioenergéticos líquidos de
origen vegetal. |
NMX-EC-17025-IMNC-2006 |
Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo
y de calibración (cancela a la NMX-EC-17025-IMNC-2000). |
NMX-AA-033-1985 |
Protección al Ambiente-Contaminación del Suelo- Residuos Sólidos
Municipales-Determinación del Poder Calorífico Superior. |
NMX-B-030-1984 |
Industria Siderúrgica, Carbón y Coque. |
NMX-CH-003-1993 |
Instrumentos de medición – manómetros de presión, vacuómetros y
manovacuómetros indicadores y registradores con elementos sensores elásticos
(instrumentos ordinarios). |
IEC 60751:2008 |
Industrial platinum resistance thermometers
and platinum temperature sensors. |
ISO 6976:2016 |
Gas Natural – Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad de
Wobbe a partir de la composición |
ISO 2186:2007 |
Fluid flow in closed conduits -- Connections
for pressure signal transmissions between primary and secondary elements. |
ISO 5167-1:2003 |
Measurement of fluid flow by means of pressure
differential devices inserted in circular cross-section conduits running full
-- Part 1: General principles and requirements |
ISO 5167-2:2003 |
Measurement of fluid flow by means of pressure
differential devices inserted in circular cross-section conduits running full
-- Part 2: Orifice plates |
ISO 5167-3:2003 |
Measurement of fluid flow by means of pressure
differential devices inserted in circular cross-section conduits running full
-- Part 3: Nozzles and Venturi nozzles. |
ISO 5167-4:2003 |
Measurement of fluid flow by means of pressure
differential devices inserted in circular cross-section conduits running full
-- Part 4: Venturi tubes. |
ISO 5167-5:2016 |
Measurement of fluid flow by means of pressure
differential devices inserted in circular cross-section conduits running full
-- Part 5: Cone meters. |
ISO/TR 9464:2008 |
Guidelines for the use of ISO 5167:2003. |
ISO 6974-1:2012 |
Gas Natural -- Determinación de composición e incertidumbre asociada
por cromatografía -- Parte 1: Lineamientos Generales y cálculo de
composición. |
ISO 6974-2:2012 |
Gas Natural -- Determinación de composición e incertidumbre asociada
por cromatografía – Parte 2: Cálculo de Incertidumbre. |
ISO 6974-3:2018 |
Gas Natural -- Determinación de composición e incertidumbre asociada
por cromatografía -- Parte 3: Precisión y tendencia. |
ISO 6974-4:2000 |
Determinación de Nitrógeno, Dióxido de carbono, e hidrocarburos C1 a
C5 y C6+ para laboratorio y sistema de medición en línea utilizando dos
columnas. |
ISO 6974-5:2014 |
Determinación de Nitrógeno, Dióxido de carbono e hidrocarburos C1 a C5
y C6+ para aplicación en laboratorio y proceso en línea utilizando tres
columnas. |
ISO 15970:2008 |
Natural gas -- Measurement of properties --
Volumetric properties: density, pressure, temperature and compression factor. |
ISO 17090:2015 (Apéndice A) |
Health informatics -- Public key
infrastructure -- Part 1: Overview of digital certificate services. |
ISO 9951:2007 |
Presentation/representation of entries in
dictionaries -- Requirements, recommendations and information. |
ISO 2715:2017 |
Liquid hydrocarbons -- Volumetric measurement
by turbine flowmeter |
ISO 5725-3:1994 |
Accuracy (trueness and precision) of
measurement methods and results -- Part 3: Intermediate measures of the
precision of a standard measurement method |
ASME MFC-3M-2017 |
Measurement of Fluid Flow in Pipes Using
Orifice, Nozzle, and Venturi. |
ASME PTC 19.5-2013 |
Flow Measurement – Performance Test Codes. |
API MPMS 7 |
Manual of petroleum measurement standards
Chapter 7 - Temperature determination |
API MPMS 14.3.2 |
Orifice Metering of Natural Gas and Other
Related Hydrocarbon Fluids—Concentric, Square-edged Orifice Meters. |
API MPMS 5.3-2005 |
Manual of Petroleum Measurement Standards
Chapter 5-Metering Section 3-Measurement of Liquid Hydrocarbons by Turbine
Meters |
API MPMS 5.2-2005 |
Manual of Petroleum Measurement Standards
Chapter 5-Metering Section 2-Measurement of Liquid Hydrocarbons by
Displacement Meters. |
EC 60751:2008 |
Industrial platinum resistance thermometers
and platinum temperature sensors. |
Nota: Para
efectos del cumplimiento de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana, las
normas, códigos y estándares a utilizar son aquéllos listados en el presente
Capítulo, además de todas aquéllas de aplicabilidad similar provenientes de organismos
de reconocimiento internacional, de acuerdo con el listado de organismos
internacionales de normalización publicado por la Secretaría de Economía.
3. Términos y definiciones
Para los propósitos de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana se aplican, adicionalmente a los términos y definiciones establecidos en la Ley de la Industria Eléctrica, en su Reglamento y las disposiciones que de ella emanen, así como en las Bases del Mercado Eléctrico, los siguientes:
3.1 Dictamen de verificación: Documento emitido por una UVAA, mediante el cual se hace constar el resultado del análisis realizado respecto a los requerimientos metrológicos de una Central Eléctrica para evaluar su conformidad con el presente PROY-NOM, mismo que puede ser inicial o periódico.
3.2 E: La energía eléctrica neta generada en la Central Eléctrica, dada en MWh.
3.3 Error (de indicación): Indicación menos el valor de referencia de la magnitud, que se conoce también como el valor verdadero (convencional) de una magnitud.
3.4 Error máximo permitido (EMP): valor extremo del error de medida, con respecto a un valor de referencia conocido, permitido por especificaciones o reglamentaciones, para una medición, instrumento o sistema de medida dado.
3.5 F: La energía de los combustibles empleados en la Central Eléctrica, medida sobre el poder calorífico inferior y dada en MWh.
3.6 H: La energía térmica neta o el calor útil generado en una Central de Cogeneración y empleado en un proceso productivo, dado en MWh.
3.7 HNO: El calor no cogenerado, es decir, aquella energía térmica que no se emplea para la producción de energía eléctrica, dado en MWh.
3.8 Magnitud: Atributo de un fenómeno, cuerpo o sustancia que puede ser distinguido cualitativamente y determinado cuantitativamente.
3.9 Periodo p: Periodo en el cual se deben realizar las mediciones de las variables referidas en cada caso de este PROY-NOM, cuya estampa de tiempo está definida de conformidad con los requerimientos de frecuencia de registro.
3.10 Unidad de Verificación Acreditada y Aprobada (UVAA): Persona física o moral debidamente acreditada por una entidad de acreditación en términos de la LFMN, y aprobada por la Comisión para llevar a cabo la verificación del cumplimiento del presente PROY-NOM.
3.11 Usos propios: Se refiere a la energía consumida por los equipos auxiliares de las centrales, que pueden ser los utilizados para preparación de combustibles, ventilación o iluminación, entre otros en MWh.
3.12 Verificación: La constatación ocular y documental realizada para evaluar la conformidad de los requerimientos metrológicos establecidos en el presente PROY-NOM.
4.
Términos abreviados
PROY-NOM |
Proyecto de Norma Oficial Mexicana. |
ARM |
Acuerdo de Reconocimiento Mutuo. |
CENAM |
Centro Nacional de Metrología |
CIPM |
Comité Internacional de Pesas y Medidas. |
Comisión |
Comisión Reguladora de Energía. |
Disposiciones
de eficiencia y ELC |
Disposiciones administrativas de carácter general que contienen los
criterios de eficiencia y establecen la metodología de cálculo para
determinar el porcentaje
de energía libre de combustible en fuentes de energía y procesos de
generación de energía eléctrica. |
ELC |
Energía Libre de Combustible. |
EMP |
Error Máximo Permitido. |
IBC |
Instrumento Bajo Calibración |
LIE |
Ley de la Industria Eléctrica. |
LTE |
Ley de Transición Energética. |
LFMN |
Ley Federal sobre Metrología y Normalización. |
NMX |
Norma Mexicana. |
NOM |
Norma Oficial Mexicana. |
OS |
Sistema Operativo |
PEC |
Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad. |
PROFEPA |
Procuraduría Federal de Protección al Ambiente |
SCI |
Sistema Concentrador de Información |
SEMARNAT |
Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales. |
5. Generalidades
En la Tabla 1 se muestran las Energías
Limpias, de acuerdo con la clasificación establecida en la LIE, a las cuales
aplicará el presente PROY-NOM de acuerdo con las Disposiciones de eficiencia y
ELC establecidas por la Comisión.
Tabla 1 - Porcentaje de
energía libre de combustible y metodología aplicable a las energías limpias en
términos del uso de combustible fósil (1 de 3).
Inciso |
Energías limpias |
Uso de combustible |
El porcentaje de ELC con respecto a la producción
de energía eléctrica de la central |
Criterios de eficiencia y metodología aplicables |
|
Sí/No |
Parcial/Total |
||||
a) |
El viento; |
No |
No aplica |
100 % |
No aplica |
b) |
La radiación solar, en todas sus formas; |
No |
No aplica |
100 % |
No aplica |
Sí |
Parcial |
En
términos de las Disposiciones de eficiencia y ELC |
Caso II |
||
c) |
La energía oceánica en sus distintas formas:
maremotriz, maremotérmica, de las olas, de las corrientes marinas y del
gradiente de concentración de sal; |
No |
No aplica |
100 % |
No aplica |
d) |
El calor de los yacimientos geotérmicos; |
No |
No aplica |
100 % |
No aplica |
e) |
Los bioenergéticos que
determine la Ley de Promoción y Desarrollo de los Bioenergéticos; |
No |
No aplica |
100 % |
No aplica |
Sí |
Parcial |
En términos de las Disposiciones de eficiencia y ELC |
Caso II |
||
f) |
La energía generada por
el aprovechamiento del poder calorífico del metano y otros gases asociados en
los sitios de disposición de residuos, granjas pecuarias y en las plantas de
tratamiento de aguas residuales, entre otros; |
No |
No aplica |
100 % |
No aplica |
Sí |
Parcial |
En términos de las Disposiciones de eficiencia y ELC |
Caso II |
||
g) |
La energía generada por
el aprovechamiento del hidrógeno mediante su combustión o su uso en celdas de
combustible, siempre y cuando se cumpla con la eficiencia mínima que
establezca la Comisión y los criterios de emisiones establecidos por la
SEMARNAT en su ciclo de vida; |
Sí |
No aplica |
En términos de las Disposiciones de eficiencia y ELC |
Caso IV |
h) |
La energía proveniente
de centrales hidroeléctricas; |
No |
No aplica |
En términos de las Disposiciones de eficiencia y ELC |
Caso V |
Tabla 1 - Porcentaje de energía libre de combustible y metodología
aplicable a las energías limpias en términos del uso de combustible fósil (2 de
3).
inciso |
Energías limpias |
Uso de combustible |
El porcentaje de ELC con
respecto a la producción de energía eléctrica de la central |
Criterios de eficiencia
y metodología aplicables |
|
Sí/No |
Parcial/Total |
||||
i) |
La
energía nucleoeléctrica; |
No |
No aplica |
100 % |
No aplica |
j) |
La energía generada con
los productos del procesamiento de esquilmos agrícolas o residuos sólidos
urbanos (como gasificación o plasma molecular), cuando dicho procesamiento no
genere dioxinas y furanos u otras emisiones que puedan afectar a la salud o
al medio ambiente y cumpla con las normas oficiales mexicanas que al efecto
emita la SEMARNAT; |
No |
No aplica |
100 % |
No aplica |
Sí |
Parcial |
En términos de las Disposiciones de eficiencia y ELC |
Caso II |
||
k) |
La energía generada por
centrales de cogeneración eficiente en términos de los criterios de
eficiencia emitidos por la Comisión y de emisiones establecidos por la
SEMARNAT; |
Sí |
Total |
En términos de las Disposiciones de eficiencia y ELC |
Caso I |
l) |
La energía generada por
ingenios azucareros que cumplan con los criterios de eficiencia que
establezca la Comisión y de emisiones establecidos por la SEMARNAT; |
No |
No aplica |
100 % |
No aplica |
Sí |
Parcial |
En términos de las Disposiciones de eficiencia y ELC |
Caso II |
||
m) |
La energía generada por
centrales térmicas con procesos de captura y almacenamiento geológico o
biosecuestro de bióxido de carbono que tengan una eficiencia igual o superior
en términos de kWh-generado por tonelada de bióxido de carbono equivalente
emitida a la atmósfera, respecto de la eficiencia mínima que establezca la
Comisión y los criterios de emisiones establecidos por la SEMARNAT; |
Sí |
Total |
En términos de las Disposiciones de eficiencia y ELC |
Caso III |
Tabla 1 - Porcentaje de energía libre de combustible y metodología
aplicable a las energías limpias en términos del uso de combustible fósil (3 de
3).
inciso |
Energías limpias |
Uso de combustible |
El porcentaje de ELC con respecto a la producción
de energía eléctrica de la central |
Criterios de eficiencia y metodología aplicables |
|
Sí/No |
Parcial/Total |
||||
n) |
Tecnologías consideradas de bajas emisiones de
carbono conforme a estándares internacionales, y |
Sí |
Total |
En
términos de las Disposiciones de eficiencia y ELC |
Caso III |
o) |
Otras tecnologíasa que determinen la
Secretaría y la SEMARNAT, con base en parámetros y normas de eficiencia
energética e hídrica, emisiones a la atmósfera y generación de residuos, de
manera directa, indirecta o en ciclo de vida; |
No |
No aplica |
100 % |
No aplica |
Sí |
Parcial o Total |
En
términos de las Disposiciones de eficiencia y ELC |
Según sea el caso |
||
a Para la definición
de otras tecnologías se analizará cada caso de manera particular,
considerando el documento definitorio que, para tal efecto, emitan la
Secretaría de Energía y la SEMARNAT, y se tomará como referencia la información
presentada en el procedimiento correspondiente que se establezca, a fin de
evaluar los criterios y metodología aplicables para determinar el porcentaje
de energía libre de combustible. |
Todas las Centrales Eléctricas que se
encuentren dentro del campo de aplicación del presente
PROY-NOM deben cumplir con los requerimientos metrológicos que en éste se
establecen, conforme a las siguientes consideraciones:
a) Las Centrales Eléctricas cuya energía limpia corresponda al inciso o), deben cumplir con equipo adecuado para la medición de energía eléctrica de conformidad con lo establecido en el presente PROY-NOM, previa determinación de la Secretaría de Energía y la SEMARNAT. Adicionalmente la Comisión podrá determinar si la Central Eléctrica requiere de la medición de otros parámetros.
b) Cuando se trate de la medición del poder calorífico del(los) combustible(s) utilizado(s), las centrales con capacidad instalada menor o igual a 10 MW no estarán obligadas a dicho cumplimiento, para lo cual podrán optar por una de las siguientes opciones:
1) Solicitar a una UVAA autorizada en términos del presente PROY-NOM, la determinación del valor de la variable que no cuente con medición permanente.
2) Utilizar valores de referencia señalados en la normatividad aplicable, así como en las tablas o listas de combustibles de conformidad con lo establecido en cada uno de los capítulos del presente PROY-NOM, en los que se hace referencia a la obtención de la energía del combustible (F).
títULO
Segundo
SISTEMAS DE MEDICIÓN
6. Requerimientos
metrológicos
Los métodos de medición aplicables
para el cumplimiento del presente PROY-NOM podrán ser los determinados en las
normas, estándares o códigos provenientes de organismos de reconocimiento
internacional de acuerdo con el listado de organismos internacionales de
normalización publicado por la Secretaría de Economía o aquéllos de aplicación
en la industria nacional de uso común.
6.1
Calibración
La incertidumbre en la medición debe
considerar a los integradores y transmisores. Se debe tener en cuenta las
especificaciones del fabricante y las condiciones de operación, así como la
ubicación física de los equipos de medición conforme a lo establecido en el
presente PROY-NOM.
Para efectos de este PROY-NOM, la
calibración de los instrumentos de medición no es equivalente al ajuste de un
sistema de medida o la verificación de la calibración.
6.2 Energía
eléctrica neta
6.2.1
Consideraciones generales
El medidor de energía eléctrica debe
contar con la aprobación del modelo o prototipo correspondiente de conformidad
con la normatividad o regulación aplicable en materia de sistemas de medición
que para tal efecto emita la Comisión, así como con la calibración vigente con
la finalidad de asegurar la trazabilidad a patrones nacionales. La
incertidumbre máxima de medición de la energía eléctrica neta en la Central
Eléctrica, debe ser de:
donde:
La incertidumbre de medición de la
energía eléctrica neta (inc(E)), incluye los componentes de incertidumbre de
medición del watthorímetro y de los transformadores de tensión y de corriente
para medición.
Los sistemas de medición de energía
eléctrica deben cumplir con los requerimientos metrológicos de la medición de
energía eléctrica neta de acuerdo con lo establecido en la especificación
técnica, en la normatividad o regulación aplicable en materia de medición que
para tal efecto emita la Comisión, de acuerdo con el tipo y a la aplicación de
la Central Eléctrica que se trate.
6.2.2 Métodos
de medición de la energía eléctrica neta
Para determinar el total de la energía
eléctrica neta (E) que se produce en el sistema de generación de energía
eléctrica durante el periodo “p”, es necesario sustraer de la energía generada
la energía empleada para los usos propios de la Central Eléctrica, expresada en
MWh.
6.3 Energía del
combustible
6.3.1 Consideraciones
generales
La incertidumbre máxima de medición de
la energía de los combustibles empleados en el sistema de generación de energía
eléctrica será:
donde:
Se debe medir el
total del combustible que ingresa al sistema, cuya finalidad sea la generación
de energía eléctrica y/o la obtención de energía térmica o calor útil.
Para determinar
la energía del combustible F que se utiliza en el sistema de generación, se
debe medir la cantidad del mismo durante el periodo “p” multiplicado por su
poder calorífico inferior medido conforme a los requerimientos establecidos en
el presente Capítulo. Las Centrales Eléctricas con capacidad menor o igual a 10
MW no estarán obligadas a la instalación permanente de equipo de medición del poder
calorífico y, en su caso, podrán determinar dicho valor a partir de las
opciones establecidas en b) del Capítulo 5 del presente PROY-NOM. En este
sentido, el valor del poder calorífico determinado debe mantenerse hasta la
próxima verificación de la Central Eléctrica.
Todos los
combustibles adicionales que ingresan a la central deben ser medidos, aun
cuando no sea incluido en la suma total de la energía del combustible utilizado
en el proceso de generación de energía eléctrica. Por ejemplo, el combustible
usado en postcombustión o en calderas auxiliares.
6.3.2
Combustibles sólidos
La incertidumbre de medición de la
energía de los combustibles sólidos empleados no debe sobrepasar el valor
establecido de inc(F) ≤ ± 3 %, para ello se debe seguir con lo dispuesto
en el Apéndice B sobre las especificaciones técnicas de los diferentes sistemas
de medición de cantidad de combustible sólido (masa).
a) La masa de los combustibles suministrados debe medirse y registrarse en su totalidad empleando instrumentos de medición que garanticen la certidumbre de medición de conformidad con lo establecido en el Apéndice B del presente PROY-NOM, siendo aplicable en cualquiera de las siguientes configuraciones de alimentación:
1) Alimentación continua, por medio de bandas transportadoras.
2) Alimentación dosificada, por medio de tolvas.
b) El poder calorífico inferior debe medirse por lote de combustible consumido o de forma periódica, esto de acuerdo con lo dispuesto en el Apéndice D sobre los requisitos detallados para la medición de poder calorífico de sólidos, líquidos y gases. Los métodos para calcular el poder calorífico se muestran en la Tabla 2.
Tabla 2 - Método y
frecuencia de medición para la determinación
del poder calorífico inferior del combustible sólido.
Materiales solidos |
Método de prueba |
Principio |
Incertidumbre Máxima |
Frecuencia de medición |
Fósiles
y No Fósiles |
ASTM
D5865-13 Método Estándar para el poder calorífico de Carbón y Coque. ISO
1928:2009 Combustibles minerales sólidos. Determinación del poder calorífico
superior y cálculo del poder calorífico inferior DIN
51900-1:2000 Determinación del poder calorífico superior de sólidos y
líquidos usando una bomba calorimétrica y cálculo del poder calórico
inferior. |
Bomba
Calorimétrica |
<
5 % |
3
veces al día |
Cuando se requiera la aplicación de
valores definidos de poder calorífico de los combustibles sólidos, se deben
utilizar los valores referidos en la “Lista de combustibles que se considerarán
para identificar a los usuarios de patrón de alto consumo, así como los factores
para determinar las equivalencias en términos de barriles equivalentes de
petróleo” publicada en el Diario Oficial de la Federación el 24 de noviembre de
2016, o aquella que la sustituya.
6.3.3 Combustibles
líquidos
La medición y el registro del caudal o
flujo de los combustibles empleados en la Central Eléctrica debe realizarse con
instrumentos que garanticen el grado de exactitud requerido, esto de
conformidad con lo establecido en el Apéndice A del presente PROY-NOM, sobre
los sistemas de medición de flujo.
a) Cantidad de
combustible
Los combustibles líquidos deben ser
contabilizados en litros o en kilogramos, por lo que el combustible empleado se
debe medir y registrar con un medidor de caudal o flujo con un grado de
incertidumbre menor o igual al 2 %. En caso de que la medición de caudal se
realice a una temperatura y presión distintas a las que fue calibrado el equipo
o instrumento de medición, será necesario aplicar los factores de corrección
correspondientes, de conformidad con lo establecido en el Apéndice C del
presente PROY-NOM. La Tabla 3 muestra las especificaciones técnicas del sistema
de medición.
Tabla 3 -
Especificaciones metrológicas para los sistemas
de medición de flujo de combustible líquido.
|
Principios de medición aplicables |
Resolución |
Repetibilidad |
Incertidumbre U, k = 2 |
Dispositivo
primario |
§ Coriolis § Rotativo
DP § Ultrasónico § Turbina |
|
0.1 % |
0.5 % |
Medidor de
temperatura |
§ Pt-100 y
transmisor § Termopar
y transmisor |
0.5 °C |
0.1 % |
0.25 % |
Medición de la
densidad |
§ Hidrómetro
de inmersión § Densímetro
por resonancia |
|
|
0.25 % |
Fluctuaciones |
|
|
|
0.5 % |
Incertidumbre de medición del flujo de líquido |
1 % |
b) Poder
calorífico inferior
El poder calorífico inferior se
determina considerando la cantidad de energía por unidad de masa, por lo que la
conversión entre la masa y el volumen debe realizarse de conformidad con lo
establecido en el Apéndice D. El valor del poder calorífico se determina
conforme a los métodos de prueba descritos
en el estándar ASTM-D4809. En la Tabla 4 se muestran las especificaciones del
método de prueba.
Tabla 4 - Especificaciones del método
de medición del poder calorífico de combustibles líquidos.
Método de Prueba |
Equipo |
Fuentes de Incertidumbre de medición |
Incertidumbre expandida de medición del Poder
Calorífico |
ASTM-D4809
Poder Calorífico Superior e Inferior |
Bomba
Calorimétrica, también llamado Calorímetro Isoperbólico |
Repetitividad,
Reproducibilidad, Calibración, Error Sistemático |
2.1
% |
Cuando se requiera la aplicación de
valores definidos de poder calorífico de los combustibles líquidos, se deben
utilizar los valores referidos en la Norma Mexicana NMX-AA-174-SCFI-2015, así
como los establecidos en la “Lista de combustibles que se considerarán para
identificar a los usuarios de patrón de alto consumo, así como los factores
para determinar las equivalencias en términos de barriles equivalentes de
petróleo”.
6.3.4
Combustibles gaseosos
La medición y registro del volumen del
gas empleado en la Central Eléctrica, debe realizarse con equipos o
instrumentos cuya incertidumbre de medición no sobrepase el valor establecido,
de acuerdo con lo dispuesto en el Apéndice A del presente PROY-NOM, sobre los
sistemas de medición de flujo.
a) Cantidad de
combustible
En caso que la medición del volumen
del combustible gaseoso empleado se realice a una temperatura y presión distintas
a la que el sistema de medición fue calibrado, se podrá realizar la corrección
(condiciones normales) de acuerdo con el Apéndice C.
b) Incertidumbre
La incertidumbre de medición de los
equipos o instrumentos encargados de cuantificar la energía del combustible
gaseoso, debe ser menor al 2 %. La Tabla 5 muestra especificaciones
metrológicas de los sistemas de medición de flujo de gas.
Tabla 5 -
Especificaciones metrológicas para los sistemas
de medición de flujo de combustible gaseoso.
|
Principios de medición aplicables |
Resolución |
Repetibilidad |
Incertidumbre U, k = 2 |
Dispositivo
primario |
§ Placa de
orificio § Turbina § Ultrasónicos § Rotativos
DP § Coriolis |
|
0.1 % |
0.5 % |
Medidor de
temperatura |
§ Pt-100 y
transmisor § Termopar
y transmisor |
0.5 °C |
0.1 % |
0.25 % |
Medidor de
presión |
§ Capacitivo
y transmisor § Resonante
y transmisor § otros |
1 hPa |
0.2 % |
0.25 % |
Medición de la
presión diferencial |
§ Capacitivo
y transmisor § Resonante
y transmisor § otros |
1 hPa |
0.2 % |
0.25 % |
Medición de la
densidad |
§ picnometría § resonancia
y transmisor § cromatografía
y AGA8 |
|
|
0.25 % |
Fluctuaciones |
|
|
|
0.25 % |
Incertidumbre de medición del flujo de combustible gaseoso |
1 % |
c) Poder
calorífico inferior.
Para obtener el poder calorífico
inferior de los combustibles gaseosos de forma continua, debe utilizarse un
cromatógrafo de gas bajo la norma ISO 6976:2016 o ISO 6974-1:2012. La
incertidumbre del cálculo debe ser menor al 2 %. Para complementar el proceso
de obtención del poder calorífico por cromatografía, se puede consultar la
norma ASTM D1945. En la Tabla 6 se muestran las especificaciones del método de
prueba:
Tabla 6 -
Especificaciones de sistemas de medición del poder calorífico de combustibles
gaseosos.
Método de Prueba |
Sistemas de medición |
Fuentes de Incertidumbre |
Incertidumbre expandida de medición del Poder
Calorífico |
ISO-6974-1:2012
Determinación de composición e incertidumbre asociada por cromatografía ISO-6976:2016
Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad de Wobbe a partir de la
composición |
Cromatógrafo
de Gases Determinación
de hidrógeno, helio, oxígeno, nitrógeno, dióxido de carbono e hidrocarburos
hasta C8 |
Repetitividad Reproducibilidad Calibración Error
Sistemático |
2
% |
Cuando se requiera la aplicación de
valores definidos de poder calorífico de los combustibles gaseosos, se deben
utilizar los valores referidos en la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010,
así como los establecidos en referencias nacionales o internacionales
dependiendo del combustible empleado en la Central Eléctrica.
6.4 Energía térmica o calor útil (H)
La energía térmica o calor útil es la
energía térmica producida en la central de cogeneración, que es transferida y
aprovechada en un proceso productivo (zona de consumo). Este término es el que
se emplea para evaluar las centrales de cogeneración.
6.4.1
Consideraciones generales
Los medidores del calor útil deben
situarse en la frontera de la delimitación del sistema de generación y a la
entrada del proceso que utilizará dicho calor. En este caso los sistemas de
medición para la determinación de la energía térmica o calor útil consisten en
medidores de flujo o caudal, sensores de temperatura y sensores de presión.
La energía térmica procedente de un
sistema de generación puede entregarse, de manera enunciativa mas no
limitativa, en alguna de las formas siguientes:
a) Agua líquida.
b) Fluido térmico.
c) Vapor de agua.
d) Gases calientes.
Se debe calcular o medir sólo el calor
que se trasfiere y aprovecha en la zona de consumo.
En el cálculo del calor útil no se
debe considerar la energía térmica generada en procesos no vinculados al del
proceso de cogeneración evaluado. Ejemplos: el calor generado en calderas
auxiliares que no pertenecen al proceso de cogeneración; las extracciones de
vapor que se utiliza en el calentamiento del agua de alimentación al
recuperador de calor, el calor generado en calderas auxiliares que no
pertenecen al proceso de cogeneración; el calor expulsado a la atmósfera sin
aprovecharse; los envíos de gases de combustión por la chimenea; el calor
dispersado por equipos de condensación; el calentamiento del agua de
alimentación a las calderas del sistema como recuperadoras de calor, entre
otros.
El cálculo correcto del calor útil
considera únicamente el calor trasferido neto. Para el caso en que el calor
útil se aporta como vapor, los retornos de condensados no deben considerarse
como aportes de energía
al sistema.
6.4.2 Medición
del calor útil y calor no cogenerado
El cálculo o estimación del calor útil
tiene por objetivo la determinación del combustible evitado (considerado como
energía primaria) en la producción de dicho calor. El calor útil debe
entregarse de manera simultánea al proceso del consumidor en alguna de las
formas descritas en 6.4.2.1, 6.4.2.2, 6.4.2.3 y 6.4.2.4.
Para todos los casos, el calor útil se
calcula a partir de la ecuación 2.
donde:
Por otro lado, el calor que se produce fuera de un proceso de
cogeneración, es decir, que no se emplea para la producción de energía
eléctrica, se denominará como calor no cogenerado, Hno. Este calor se debe medir o estimar a partir
del combustible empleado para su producción. Por ejemplo:
a) El calor producido por una caldera convencional o un quemador auxiliar. El combustible que se utiliza se debe medir, de forma que permita evaluar el calor no cogenerado.
b) Calor de postcombustión: definido como el proceso de combustión complementaria aplicable a unidades de cogeneración (turbinas de gas o motores) cuyos gases de escape contienen proporciones elevadas de oxígeno por lo que se pueden utilizar como comburente con combustible adicional.
c) Vapor de extracción de una caldera alimentada con combustible, antes de su uso en una turbina de vapor.
d) Vapor sobrante, no recuperable y que suele condensarse produciendo energía eléctrica y/o mecánica en una turbina de condensación.
e) Vapor o calor empleado en la propia central de cogeneración para precalentamientos de agua de alimentación, desgasificación térmica, etc.
En estos casos,
la cuantificación de Hno se debe realizar por medio de una medición directa (caso del vapor de
extracción) o por medio de una medida del combustible que se utiliza en
postcombustión o en calderas auxiliares. El calor que se obtiene de estos procesos
no se considerará de cogeneración salvo que se emplee para la producción de
energía eléctrica y/o mecánica con equipos como las turbinas
de contrapresión.
a) Agua líquida y fluidos térmicos
La entrega de
energía térmica a través de agua líquida y fluidos térmicos se determina como
el valor neto de la salida y el retorno de los fluidos de trabajo que
transportan la energía térmica (agua o aceite), los cuales circulan en un
circuito cerrado y permiten la transferencia de calor para los usos del proceso
que demanda energía térmica, por lo que en cada circuito de flujo debe existir
un medidor de flujo instantáneo y un medidor para la diferencia de
temperaturas. Su producto instantáneo con el valor del calor específico se
integra sobre el periodo “p” bajo evaluación y el resultado es el valor del
calor útil.
Los instrumentos
y equipos deben ser instalados y calibrados de acuerdo con lo establecido en el
Apéndice C, dicha calibración debe tener una incertidumbre no mayor al 3 %.
Para los casos en que el fluido retorna por el circuito sin más alteraciones
que un cambio de temperatura T2 < T1, el calor
útil se refiere al calor extraído, el cual se calcula según las ecuaciones 3 y
4.
donde:
h1 y h2 son las entalpías de salida y retorno
de agua líquida o fluido térmico (aceite) respectivamente, y Cp es el calor específico promedio del
fluido (agua o aceite) si se puede considerar constante en el intervalo
de operación.
b) Vapor de
agua
Los medidores deben ubicarse lo más
próximo a la frontera de la delimitación del proceso de cogeneración y a la
entrada del proceso, cuidando que no se contabilice el vapor enviado al
desgasificador. La medición de H se contabiliza de forma constante como el
producto del caudal por la entalpía del vapor, siendo éste el producto que debe
integrarse durante el periodo de evaluación. En el caso que exista retorno de
condensadores se debe medir el caudal y su temperatura.
Los medidores de caudal deben tener
una exactitud de acuerdo con el Apéndice A del presente
PROY-NOM, y de acuerdo con el mismo Apéndice, se deben aplicar correcciones por
presión y temperatura cuando sea necesario. Los diagramas, toberas y tubos de
Venturi se deben instalar de acuerdo con las especificaciones del fabricante, y
el caudal debe calcularse con base en las dimensiones reales
y no nominales.
La existencia de la corriente de retorno de condensados en una central
de cogeneración que aporta vapor de agua supone una medida de eficiencia
energética, ya que el calor contenido en dicha corriente es captado por el
proceso de cogeneración en los equipos de generación de vapor, necesitándose de
este modo menos combustible para el mismo aporte calórico al proceso.
El cálculo del calor útil en cogeneraciones que aporten vapor de agua al
proceso se realizará con base en la metodología indicada a continuación.
Cogeneraciones en las cuales el vapor de agua se incorpora al producto
elaborado en el proceso.
Cuando el vapor se incorpora al producto elaborado en el proceso, no es
posible canalizar una corriente de retorno de condensados hasta la
cogeneración, con lo que el calor útil únicamente consiste en el calor
entregado a proceso, el cálculo del calor útil se realiza de acuerdo con la
ecuación 5.
donde:
=
Caudal o flujo de vapor que se entrega al
proceso
=
Caudal o flujo del agua en estado líquido
de aporte a la cogeneración
= Entalpía específica del vapor entregado a
proceso
= Entalpía del agua en estado líquido a 15 °C
y presión atmosférica ( 63 kJ/kg)
Cuando el vapor de agua no se incorpora al producto elaborado en el
proceso, el cálculo del calor útil se realizará de la siguiente forma:
a) Cuando el proceso demandante de calor retorna condensados en una cantidad de al menos el 70% respecto del vapor entregado al proceso, el calor útil se obtendrá de acuerdo con la ecuación 6.
donde:
= Caudal o flujo del vapor que se mide y se
entrega al proceso
= Caudal o flujo de la corriente de retorno de
condensados a los equipos de cogeneración que se mide.
= Caudal o flujo de la corriente de agua de
aporte a la cogeneración
= Entalpía del vapor entregado a proceso que
se calcula a partir de las medidas de presión y temperatura.
= Entalpía del retorno de condensados obtenida
a partir de mediciones
= Entalpía del agua en estado líquido a 15 °C
y presión atmosférica (63 kJ/kg)
b) En el resto de los casos no contemplados en el anterior punto “A” el calor útil se obtendrá de acuerdo con la siguiente ecuación 7.
donde:
= Caudal medido del vapor entregado a proceso
= Entalpía del vapor entregado obtenida a
partir de mediciones
= Entalpía del agua en estado líquido a 80 °C
y presión atmosférica (334.9 kJ/kg)
c) Gases calientes
El punto de medición
debe situarse en la frontera de la delimitación del proceso de cogeneración
como en todos los casos. El caudal en general presenta un flujo turbulento por
lo que se requieren condiciones especiales y la temperatura se medirá a la
entrada y salida del proceso o intercambiador de calor indicado por el
fabricante.
Cuando los gases de
escape del motor o turbina se aprovechan directamente en el proceso, el calor
útil se determinará como el contenido de calor sensible en los gases
entregados, menos el que contendrán éstos en su evacuación a la atmósfera. El
calor útil puede calcularse en este caso como se indica en la ecuación 8.
donde:
=es el caudal de los gases,
=es la entalpía del gas de
entrada, y
=es la entalpía de salida del
gas.
En los casos
donde no sea posible medir el caudal, se debe justificar la no posibilidad de
medir, así como determinar el flujo de gases mediante estequiometria o por
balance de energía y no se debe considerar el dato de diseño, ya que dicha
consideración incrementa el valor de incertidumbre.
Para procesos de
secado, el calor útil se calcula sumando al calor latente del agua evaporada,
el incremento del calor sensible del agua total más el incremento de calor
sensible del producto secado, ambos incrementos desde la temperatura del
producto húmedo a la entrada del proceso de secado hasta la temperatura final
del producto seco. La ecuación anterior se puede expresar utilizando el calor
específico de un gas mezclado con aire en función de la temperatura por la
correlación, de acuerdo con la ecuación 9.
donde:
La ecuación es válida en el intervalo de 0 a
1500 °C, donde T se expresa en °C y el calor específico en kJ/(kg·°C), si se
utiliza para calcular el calor útil se tiene la ecuación 10.
donde:
T1 y T2 = son las temperaturas de entrada y
salida de los gases al secador.
6.4.3 Consideraciones
del proceso demandante de energía térmica en el cálculo del calor útil
Un proceso de
cogeneración está estrechamente ligado al proceso al cual se suministra energía
hasta el punto que no es posible obtener y validar el calor útil que la
cogeneración aporta sin realizar un análisis del proceso demandante de calor.
De forma adicional a la
obtención del valor de calor útil de acuerdo con lo descrito, es necesaria
la realización de un análisis sobre el destino de dicho calor útil (análisis de
proceso). La entidad que realice la certificación de calor útil, electricidad
de cogeneración e índices de eficiencia debe de realizar un análisis del
proceso con base en los siguientes puntos:
a) Justificación del calor entregado. En ningún caso se considerará útil, aquella energía térmica que se destine a usos que no se realizarían mediante equipos de suministro de calor diferentes a la cogeneración. Podrá requerirse al representante de la Central Eléctricas un estudio económico sobre la rentabilidad y/o necesidad de aportar dicho calor sin cogeneración.
b) Sumideros de calor. El calor entregado a proceso que no hagan uso del mismo, vertiéndolo, por ejemplo, directamente a la atmósfera nunca tendrá la consideración de útil, siendo obligatorio restarlo al calor útil que se calculó por la cogeneración.
7. Requerimientos de
información
Las Centrales
Eléctricas deben establecer y mantener un Sistema Concentrador de Información
que permita recibir las lecturas de mediciones de los dispositivos de medición
asociados con su proceso de generación de energía eléctrica, para poder
registrar y almacenar los valores de las variables requeridas en cada proceso
para el cálculo del porcentaje de ELC.
El Título Octavo del
presente PROY-NOM, presenta los requerimientos particulares del registro de
información de las mediciones que la Central Eléctrica debe mantener.
títULO Tercero
CASO I CENTRALES ELÉCTRICAS CON PROCESO DE COGENERACIÓN EFICIENTE
8. Clasificación y
delimitación de los procesos de cogeneración
8.1 Clasificación
de los procesos de cogeneración.
Los procesos de cogeneración se clasifican según la parte del proceso en
la que se genere la energía eléctrica, considerando principalmente la fuente
del combustible a utilizar para dicho uso.
Cabe destacar que las Centrales
Eléctricas con tecnología de ciclo combinado no podrán ser consideradas como
cogeneración eficiente.
8.1.1 Procesos
de cogeneración tipo A.
Los procesos de cogeneración tipo A se
refieren a los procesos de cogeneración con producción de energía eléctrica
conjuntamente con vapor, con otro tipo de energía térmica secundaria, o ambos.
Consiste en obtener energía eléctrica de la primera etapa del proceso de
cogeneración, en la cual el energético primario ingresa directamente al
sistema.
En la segunda etapa del proceso, la
energía térmica remanente se recupera como calor útil para ser empleado en los
procesos productivos asociados al proceso de cogeneración. En la Figura 1 se
presenta el diagrama esquemático del proceso de cogeneración tipo A, mientras
que en la Figura 2 se muestran, de manera enunciativa mas no limitativa, tres
configuraciones de procesos de cogeneración tipo A.
Figura 1 -
Proceso de Cogeneración tipo A
Figura 2 - Configuraciones de un proceso de
Cogeneración tipo A
8.1.2 Procesos
de cogeneración tipo B
Los procesos de
cogeneración tipo B se refieren a aquellos procesos de cogeneración con
producción directa o indirecta de energía eléctrica a partir de la energía
térmica no aprovechada en los procesos. La energía eléctrica generada en este
tipo de proceso de cogeneración debe de obtenerse de una segunda etapa del
proceso, en donde el energético de entrada al proceso de cogeneración consiste
en calor útil para el proceso, en forma de vapor o gases calientes procedentes
del proceso industrial. Dicho calor útil, subproducto del proceso industrial,
puede provenir de:
a) La energía térmica no aprovechada en el proceso productivo, tal como las turbinas que transforman la energía térmica del vapor no aprovechado en energía mecánica y en energía eléctrica por medio de un alternador.
b) Un generador de vapor por recuperación de calor, en el cual se aprovecha la energía térmica de los gases provenientes de un proceso industrial. Se debe asegurar que este vapor sea aquel que alimenta la turbina de generación eléctrica.
En la Figura 3 se presenta el diagrama esquemático de los procesos de
cogeneración tipo B, mientras que en la Figura 4 se muestran, de manera
enunciativa mas no limitativa, dos configuraciones de procesos de cogeneración
tipo B.
Figura 4 - Configuraciones de un
proceso de Cogeneración tipo B
8.1.3 Procesos de cogeneración tipo C
Los procesos de cogeneración tipo C se refieren a los procesos de
cogeneración con producción directa o indirecta de energía eléctrica,
utilizando los combustibles producidos en los procesos. Consiste en la energía
eléctrica que se genera directa o indirectamente a partir de combustibles
producidos, ya sean residuales o subproductos en los procesos de que se trate;
con éstos se prevé el reaprovechamiento del combustible para la generación de
energía eléctrica.
De manera
enunciativa y no limitativa, los energéticos que se consideran en esta
clasificación de cogeneración son:
a) Los gases residuales derivados de la producción de diferentes productos industriales que pueden ser usados como combustibles.
b) Los combustibles que son quemados directamente en los primomotores y pueden ser aprovechados para generar electricidad, como gases o aceites sobrantes de los procesos de refinación, entre otros.
En la Figura 5 se
presenta el diagrama esquemático para los procesos de cogeneración tipo C,
mientras que en la Figura 6 se muestran, de manera enunciativa mas no
limitativa, tres configuraciones de procesos de cogeneración de este tipo.
Figura 5 - Proceso de Cogeneración
tipo C
Figura 6 - Configuraciones de un
proceso de Cogeneración tipo C
8.2 Delimitación de los procesos de cogeneración
Para la
evaluación del proceso de cogeneración, se delimita el sistema para cada una de
las clasificaciones posibles. A partir de los límites de un proceso de
cogeneración, las Centrales Eléctricas deben:
a) Identificar las corrientes portadoras de energía térmica; y
b) Diferenciar la zona de cogeneración de la zona de consumo, en la cual se utiliza la producción energética de la unidad de cogeneración.
Las unidades que
no operan dentro del proceso de cogeneración no deben ser incluidas dentro de
los límites del sistema a ser evaluado, tales como calderas empleadas con fines
exclusivamente térmicos, calderas de recuperación de calores residuales con
combustión auxiliar o suplementaria que no estén acopladas a turbinas para
exclusiva generación térmica, generadores auxiliares que buscan reducir demanda
de potencia y energía eléctrica en horario punta o de respaldo ante emergencias
derivadas de interrupciones en el servicio público de energía eléctrica.
Para demostrar
los límites del proceso de cogeneración las Centrales Eléctricas deben cumplir
con los incisos a) y b) anteriores, conforme al tipo de proceso de cogeneración
establecido en 6.1 de la presente PROY-NOM, de acuerdo con lo siguiente:
8.2.1 Delimitación para procesos de cogeneración
tipo A
Para centrales de
cogeneración de tipo A, la Central Eléctrica debe demostrar que los límites de
su proceso de cogeneración no incluyen equipos que sean exclusivos de
generación térmica o generación eléctrica, según se muestra en la Figura 7.
Figura 7
- Límites del proceso de Cogeneración tipo A
8.2.2 Delimitación para procesos de cogeneración
tipo B
Para centrales de
cogeneración tipo B, la Central Eléctrica debe demostrar que su proceso de
cogeneración solamente incluye el equipo secundario que integra el proceso de
cogeneración, según se muestra en la Figura 8. El calor aportado por los
equipos principales del proceso productivo se considera como aprovechamiento de
calor residual que se suministra al sistema como si fuera un combustible para
la producción de energía eléctrica, por lo cual, dichos equipos principales no
están dentro de los límites
de la cogeneración.
Figura 8 - Límites del proceso de
Cogeneración tipo B
8.2.3 Delimitación para procesos tipo C
Para centrales de
cogeneración tipo C, la Central Eléctrica debe demostrar que su proceso de
cogeneración solamente incluye el equipo secundario que integra el proceso de
cogeneración, según se muestra en la Figura 9. El combustible residual se
considera como un aprovechamiento de energía primaria que se suministra al
proceso de cogeneración, por lo cual queda fuera de los límites de la zona
de cogeneración.
Figura 9 - Límites del proceso de
Cogeneración tipo C
8.3 Flujos dentro del proceso de cogeneración.
Los esquemas de
cogeneración eficiente de energía requieren de la instalación de medidores de
flujo para determinar, entre otras magnitudes: a) el consumo de combustibles;
b) la cantidad de agua introducida en las calderas; c) el vapor producido, y d)
el caudal de los gases de combustión liberados hacia la atmósfera
(ver Figura 10).
Figura 10 - Diagrama esquemático
de un esquema de cogeneración.
9. Requerimientos metrológicos: incertidumbre
El valor máximo
permisible de incertidumbre en el conjunto de mediciones de las variables E, F
y H para la obtención de la ELC de las centrales de cogeneración es de:
donde:
Para asegurar que
la incertidumbre de medición no sobrepase el valor establecido, el proceso de
cogeneración debe cumplir con lo dispuesto en la Tabla 7, valores que son
considerados en la ecuación 11.
donde:
Tabla 7 - Valor de incertidumbre máxima de medición de las variables
de energía de un proceso de cogeneración para la determinación de la ELC.
Variable de
energía del proceso de cogeneración |
Incertidumbre
máxima de medición (%) |
Incertidumbre
máxima de medición de la ELC (%) |
E |
2 |
|
F |
3 |
|
H |
3 |
La medición de las
variables que intervienen en el proceso de cogeneración, las cuales
corresponden a energía eléctrica, combustible y energía térmica o calor útil,
se realiza en un periodo de tiempo “p”. Los equipos de medición a utilizar
deben de contar con sus respectivos certificados de calibración vigentes, de
conformidad con los Apéndices A, B y C del presente PROY-NOM.
10. Métodos de medición
Para asegurar la
incertidumbre de medición de la ELC incMAX (ELC) ≤ 6.2 %, de conformidad con lo establecido en
la Tabla 7; los requerimientos metrológicos de los métodos de medición incluyen
los aspectos técnicos que se encuentran definidos en la Tabla 8.
Tabla 8 - Requerimientos metrológicos y referencias en la NOM.
Requerimientos
metrológicos |
Referencia en la
NOM |
El valor máximo de la incertidumbre de medición y los métodos de
medición de energías E, F y H |
|
La calibración de los instrumentos de medición de E, F y FEL |
Título Segundo Apéndices A, B, C |
Registro de Información |
Título Octavo |
La Tabla 9
establece los requerimientos metrológicos de los métodos de medición que se
deben emplear en la medición de las variables de energía E, F y H.
Tabla 9 - Requerimientos metrológicos: métodos de medición de energías
E, F y H.
Magnitudes
de medida de energías |
Incertidumbre
máxima de medición (k=2) |
Métodos
de medición en la NOM |
Magnitudes
de medida relacionadas con energía |
Métodos
de medición en la NOM |
||
E |
Energía eléctrica neta [MWh] |
2 % |
Capítulo 6 |
|
Energía eléctrica [MWh] |
Capítulo 6 |
F |
Energía del combustible fósil o no-fósil [MWh] |
3 % |
Capítulo 6 a) Gas b) Sólido c) Líquido |
PC |
Poder calorífico inferior del combustible
fósil o no-fósil [kJ/kg; kJ/m3; kJ/lt] |
Capítulo 6 Apéndice A Apéndice D Apéndice E |
3% |
a) Sólido b) Líquido c) Gas |
|
Flujo másico del sólido, líquido o gas del
combustible fósil o no-fósil [kg/s; m3/s; lt/s] |
Apéndice A |
||
H |
Energía térmica o calor útil [MWh] |
3 % |
Capítulo 6 |
|
Calor útil [MWh] |
Capítulo 6 Apéndice D Apéndice E |
10.1 Ubicación de los equipos de medición
Los sistemas de
medición deben ubicarse físicamente en las fronteras de la delimitación del
proceso de cogeneración tal como se representa esquemáticamente en las Figuras
11, 12 y 13.
Para procesos de
cogeneración tipo A, debe realizarse la medición de las variables E, F y H,
mientras que para los procesos de cogeneración de tipo B y C, únicamente se
requiere la medición de la energía eléctrica neta, al considerarse 100 %
eficientes.
Figura 11 - Ubicación física de
los sistemas de medición en procesos de Cogeneración tipo A
Figura 12 - Ubicación física de
los sistemas de medición en procesos de Cogeneración tipo B
Figura 13 - Ubicación física de los sistemas de
medición en procesos de Cogeneración tipo C
títULO
Cuarto
CASO II CENTRALES
ELÉCTRICAS LIMPIAS QUE UTILIZAN COMBUSTIBLES FÓSILES
Se establece la metodología para
determinar el porcentaje de ELC de los siguientes procesos de generación de
energía eléctrica, en los cuales se haga uso parcial de combustible fósil:
a) La radiación solar, en todas sus formas;
b) Los bioenergéticos que determine la Ley de Promoción y Desarrollo de los Bioenergéticos;
c) La energía generada por el aprovechamiento del poder calorífico del metano y otros gases asociados en los sitios de disposición de residuos, granjas pecuarias y en las plantas de tratamiento de aguas residuales, entre otros;
d) La energía generada con los productos del procesamiento de esquilmos agrícolas o residuos sólidos urbanos (como gasificación o plasma molecular), cuando dicho procesamiento no genere dioxinas y furanos u otras emisiones que puedan afectar a la salud o al medio ambiente y cumpla con las normas oficiales mexicanas que al efecto emita la SEMARNAT;
e) La energía generada por ingenios azucareros que cumplan con los criterios de eficiencia que establezca la Comisión y de emisiones establecidos por la SEMARNAT.
A partir de la ecuación para el
cálculo del porcentaje de ELC establecida en las Disposiciones de Eficiencia y
ELC, se estimará la incertidumbre de medición de la ELC de acuerdo con la
ecuación 12.
donde:
11. Requerimientos
metrológicos: incertidumbre
El valor máximo de la incertidumbre de
medición de la ELC incMAX (ELC), que una Central Eléctrica que utiliza combustible fósil y no
fósil debe alcanzar es:
Para satisfacer el requerimiento
metrológico anterior, la Central Eléctrica debe asegurar que la incertidumbre
de medición de las variables de energía (E, F y FEL) de su sistema de generación de energía
eléctrica, no exceda lo dispuesto en la Tabla 10 y cumplir lo dispuesto en 12 y
13 del presente PROY-NOM.
Tabla 10 - Valor de incertidumbre máxima de medición de las variables de
energía para la estimación de la ELC de una Central Eléctrica que utiliza
combustibles fósiles y no fósiles.
Variable de energía |
Incertidumbre máxima de medición de las variables de energía (k=2) |
Incertidumbre máxima de medición de la ELC (k=2) |
E: energía eléctrica neta (MWh) |
2 % |
incMAX (ELC)a ≤ 4.7 % |
F: energía del combustible fósil empleado en la Central Eléctrica
durante el periodo “p” (MWh) |
3 % |
|
FEL: energía del
combustible no fósil empleado en la Central Eléctrica durante el periodo “p”
(MWh) |
3 % |
|
a
Recurriendo a la Tabla 10, la incertidumbre máxima de medición de la
ELC se estima tomando en cuenta la ecuación 12. De lo anterior incmax (ELC) ≤
4.7 % |
12. Métodos de medición
Para asegurar la incertidumbre de
medición de la ELC incMAX (ELC) ≤ 4.7 %, de acuerdo con lo establecido en la Tabla 10, los requerimientos
metrológicos de los métodos de medición incluyen los aspectos técnicos
definidos en la Tabla 11.
Tabla 11 -
Requerimientos metrológicos y referencias en la NOM
Requerimientos metrológicos |
Referencia en la NOM |
El valor máximo
de la incertidumbre de medición y los métodos de medición de energías E, F y
FEL |
Tabla 10 |
La ubicación
física de los sistemas de medición de E, F y FEL |
Título 6 Apéndices A, B,
C, D |
La calibración de
los instrumentos de medición de E, F y FEL |
|
Registro de
Información |
Título Octavo |
La Tabla 12
presenta los requerimientos metrológicos de los métodos de medición que se
deben emplear en la medición de las variables de energía E, F y FEL.
Tabla 12 - Requerimientos metrológicos: métodos de medición de energías
E, F y FEL
Magnitudes de medida de energías |
Incertidumbre máxima de medición (k=2) |
Métodos de medición en la NOM |
Magnitudes de medida relacionadas con
energía |
Métodos de medición en la NOM |
||
E |
Energía
eléctrica neta [MWh] |
2 % |
Capítulo
6 |
|
Energía
eléctrica [MWh] |
Capítulo
6 |
F y FEL |
Energía
del combustible fósil y no fósil [MWh] |
3 % |
Capítulo
6 a) Gas b) Sólido c) Líquido |
PC |
Poder
calorífico inferior del combustible fósil o no-fósil [kJ/kg;
kJ/m3; kJ/lt] |
Apéndice
A Apéndice
D Apéndice
E |
|
Flujo
másico líquido o gas del combustible fósil o no-fósil [kg/s] |
Apéndice
A |
||||
|
Flujo
másico sólido del combustible fósil o no-fósil [kg/s] |
Apéndice
B |
títULO
Quinto
CASO III TECNOLOGÍAS DE
BAJAS EMISIONES Y CENTRALES TÉRMICAS CON PROCESOS DE CAPTURA Y ALMACENAMIENTO
GEOLÓGICO O BIOSECUESTRO DE BIÓXIDO DE CARBONO
13. Requerimientos
metrológicos: incertidumbre
El criterio de eficiencia FactormC ≤ FactormRef establecido en las Disposiciones de
Eficiencia y ELC, tiene un
margen de confiabilidad que depende de la incertidumbre de medición de la
energía eléctrica neta generada y las emisiones de CO2 de la Central Eléctrica. En este sentido, una
vez satisfecho el criterio de eficiencia, la ELC es igual a la energía
eléctrica neta, ELC = E. Por lo tanto, es necesario determinar la incertidumbre
de medición de la energía eléctrica neta E.
Los requerimientos metrológicos
respecto de la incertidumbre de medición de emisiones de CO2 y de la energía eléctrica neta E, se
presentan en la Tabla 13.
Tabla 13 - Valor de
incertidumbre máxima de medición de energía eléctrica y de emisiones de CO2 para la estimación de la ELC de una Central Eléctrica con tecnologías
de bajas emisiones y almacenamiento geológico o bio – secuestro de CO2
Variables de energía y de emisión de CO2 |
Incertidumbre máxima de medición (k=2) |
E: energía eléctrica neta (MWh) |
2 % |
Emisiones de CO2
generadas en la Central Eléctrica (tCO2/MWh). |
8 % |
14. Método de medición
Para asegurar la incertidumbre de
medición de la ELC incMAX (ELC) = inc(E) ≤ 2 % de acuerdo con la Tabla 13, los
requerimientos metrológicos de los métodos de medición incluyen los aspectos
técnicos mencionados en la Tabla 14.
Tabla 14 - Requerimientos metrológicos y referencias en el Proyecto de
NOM.
Requerimientos metrológicos |
Referencia en la NOM |
El valor máximo de la incertidumbre de
medición y los métodos de medición de energías E y Emisiones de CO2 |
Tabla 13 |
La ubicación física de los sistemas de
medición de E y Emisiones de CO2 |
Capítulo
6 Apéndice
H |
La calibración de los instrumentos de
medición de E y Emisiones de CO2 |
|
Registro de Información |
Título
Octavo |
La Tabla 15
presenta los requerimientos metrológicos de los métodos de medición que se
deben cumplir en la medición de las variables de energía E y emisiones de CO2.
Tabla 15 - Requerimientos metrológicos: métodos de medición de energías
E y emisiones de CO2.
Magnitudes
de medida de energías y de emisión de CO2 |
Incertidumbre
máxima de medición (k=2) |
Métodos
de medición en la NOM |
Magnitudes
de medida relacionadas con energía y CO2 |
Métodos
de medición en la NOM |
||
E |
Energía eléctrica neta [MWh] |
2 % |
Capítulo 6 |
|
Energía eléctrica [MWh] |
Capítulo 6 |
Emisión de CO2 [kg] |
8 % |
Apéndice H |
|
Flujo de emisiones de gases [kg/s] |
Apéndice A |
|
títULO Sexto
CASO IV APROVECHAMIENTO DEL HIDRÓGENO
15. Requerimiento metrológico: incertidumbre
El criterio de
eficiencia ηH2 tiene un
margen de confiabilidad que depende de la incertidumbre de medición de la
energía del combustible empleado y de la energía aprovechable del hidrógeno. La
incertidumbre de medición de la eficiencia energética, debe de estimarse a
partir de la eficiencia de producción de hidrógeno de acuerdo con la ecuación
13.
donde:
Los
requerimientos metrológicos respecto de la incertidumbre de medición de E, EH2 y F, se presentan en la Tabla 16.
Tabla 16 - Valor de incertidumbre máxima de medición de E, EH y F
para la estimación de la ELC de una Central Eléctrica con aprovechamiento de
hidrógeno.
Variables de energía |
Incertidumbre máxima de medición (k=2) |
E: energía eléctrica neta (MWh) |
2 % |
EH2: energía
aprovechable del hidrógeno producido durante el periodo “p” (MJ) |
3 % |
F: energía del combustible fósil empleado
en la producción de hidrógeno en el periodo “p”, medido sobre el poder
calorífico inferior (MJ) |
3 % |
16. Método de medición
Para asegurar que
la incertidumbre de medición de E, EH2 y F es igual o menor a lo establecido en la Tabla 16, se deben cumplir
los requerimientos metrológicos de la Tabla 17.
16.1 Medición de la energía aprovechable del
hidrógeno EH2
Para determinar
la masa del hidrógeno, se utiliza un medidor de flujo de gas de acuerdo con la
metodología mostrada en la Tabla 5. Para determinar la energía del hidrógeno
aprovechable producido durante el periodo “p”, se utiliza un cromatógrafo de
gas que determina la cantidad de hidrógeno producido en el periodo “p”, y se
utiliza el valor de referencia para el poder calorífico inferior del hidrógeno,
igual a
119,932 kJ/kg calculado de la norma ISO 6976:2016.
Tabla 17 Requerimientos metrológicos y referencias en la NOM.
Requerimientos metrológicos |
Referencia en la NOM |
La incertidumbre máxima y los métodos de
medición de energías E,
EH2 y F |
Tabla 16 |
La ubicación física de los sistemas de
medición de E, EH2 y F |
Capítulo
6 |
La calibración de los instrumentos de
medición de E, EH2 y F |
|
Registro de Información |
Título
Octavo |
La Tabla 18
presenta los requerimientos metrológicos de los métodos de medición que se
deben emplear en la medición de las variables de energía E, EH2 y F.
Tabla 18 - Requerimientos metrológicos: métodos de medición de energías
E, EH2
y F
Magnitudes de medida de energías y de
emisión de CO2 |
Incertidumbre máxima de medición (k=2) |
Métodos de medición en la NOM |
|
E |
Energía
eléctrica neta [MWh] |
2 % |
Capítulo
6 |
F |
Energía
del combustible fósil [MJ] |
3 % |
Apéndice
A |
EH2 |
Energía
aprovechable del
hidrógeno [MJ] |
3 % |
Capítulo
16 |
títULO
Séptimo
CASO V METODOLOGÍA DE
CÁLCULO DE DENSIDAD
DE POTENCIA DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
17. Métodos de medición
17.1 Capacidad
de generación de energía eléctrica de la Central Hidroeléctrica.
La capacidad de generación de energía
eléctrica (P) de la central se debe obtener como la suma de la potencia nominal
de todos los generadores eléctricos de la central hidroeléctrica cuya potencia
mecánica (sobre el rotor), se obtenga del flujo del agua proveniente del
volumen útil de la presa.
De acuerdo con la Figura 14 y la Tabla
19, el volumen útil de la presa corresponde a la capacidad de almacenamiento de
agua que está comprendida entre el Nivel de Aguas Máximo Operativo (NAMO) y el
Nivel de Aguas Mínimo Operativo (NAMINO).
La capacidad de generación de energía
eléctrica de la central P no incluye la potencia eléctrica de la central
hidroeléctrica que sea proporcionada por algún generador eléctrico cuya
potencia mecánica no se obtenga del flujo del agua proveniente del volumen útil
de la presa.
17.2 Superficie
del embalse.
En la determinación de la energía
libre de combustible de una hidroeléctrica, es necesario determinar la
superficie del embalse al nivel NAMO, el cual determina la capacidad útil de
almacenamiento de la presa. Un embalse está constituido por cuatro niveles
principales, como se muestra en la Tabla 19, así como
en la Figura 14.
Tabla 19 Niveles
principales del embalse en una central hidroeléctrica
NAME |
Nivel de Aguas Máximas Extraordinarias: nivel máximo que puede
resistir la cortina de la presa. Define el nivel de regulación de la
capacidad útil de la presa. |
NAMO |
Nivel de Aguas Máximas Ordinarias: nivel máximo de operación de la
presa. Define la capacidad útil de la presa. |
NAMINO |
Nivel de Aguas Mínimo de Operación: nivel mínimo para el
funcionamiento de la obra
de toma |
NAMIN |
Nivel de Aguas Mínimo: recepción de azolves durante la vida útil de la
presa |
Figura 14
- Niveles de agua en una presa.
Adicionalmente se debe considerar lo
siguiente:
a) El Bordo Libre, que es la elevación extraordinaria del nivel del agua, que incluye el oleaje y avenidas extraordinarias del agua en la presa; y
b) La Corona, que es la altura máxima de la cortina e igual a la elevación del NAME más el bordo libre.
La superficie del embalse (Supe) corresponde al área del vaso
contenedor de agua al nivel del NAMO. De acuerdo con la Ley de Aguas
Nacionales, la central hidroeléctrica debe presentar información hidrológica de
la capacidad útil (NAMO) de la presa a la Comisión Nacional de Aguas para
obtener su autorización para operar como central hidroeléctrica. En la
información presentada a la Comisión Nacional de Aguas, la central
hidroeléctrica debe presentar el valor de NAMO y la superficie del embalse a
nivel de NAMO.
títULO Octavo
REGISTRO DE INFORMACIÓN
18. Del registro y
almacenamiento de la información.
Las Centrales Eléctricas deben
establecer y mantener un SCI que permita recibir las lecturas de los
dispositivos de medición que están directamente asociados con su proceso de
generación de energía eléctrica (E), suministro de combustible (F), y
aprovechamiento de energía térmica (H) para poder obtener y registrar de manera
clara y concisa los valores de las variables requeridas para el cálculo del
porcentaje de energía libre de combustible en cada proceso.
Para la implementación del SCI se debe
elaborar un diagrama esquemático en el cual se identifiquen los dispositivos de
medición que participan en el proceso de generación, y que son requeridos para
el cálculo
de la ELC.
El SCI debe, entre otras:
a) Resguardar la información, garantizando que no se corrompan los datos bajo condiciones normales de operación y condiciones de falla.
b) Disponer de la capacidad de almacenamiento para alojar las variables y los algoritmos de medición requeridos, de acuerdo con el proceso de generación de energía eléctrica.
c) Cumplir con la frecuencia de reportes y con el tiempo de disponibilidad de la información de acuerdo con los valores de la Tabla 20.
d) Registrar la estampa de tiempo en el formato básico fecha [YYYYMMDD] y hora [hhmmss] de acuerdo con el huso horario (con referencia al tiempo universal coordinado UTC, por sus siglas en inglés) en que se ubica la central eléctrica[1].
Cuando el valor de las variables de
cada proceso deriva de un cálculo, todos los datos que son necesarios para el
cálculo deben ser almacenados automáticamente junto con el valor final. Los
datos de medición deben ser almacenados automáticamente cuando la medición está
concluida, esto es, cuando el valor final
ha sido generado.
19. De la disponibilidad de
la información
La Central Eléctrica debe cumplir con
la frecuencia de registros que se detalla en la Tabla 20, así como mantener
disponible la información registrada durante los dos años posteriores a la
fecha en que ésta fue registrada.
Tabla 20 -
Requerimientos de registro y disponibilidad de la información
Información de registro |
Frecuencia de registros de medición (el registro de los valores se debe acompañar con la estampa de tiempo) |
Disponibilidad de la información en la Central Eléctrica |
Valor de las variables requeridas para el cálculo del porcentaje de
energía libre de combustible: energía eléctrica, energía de los combustibles,
energía térmica, emisiones, etc. |
15 minutos |
2 años |
Resultados de la medición en dispositivos de nivel primario y
secundario: flujo, poder calorífico, peso, temperatura, presión, volumen,
etc. |
15 minutos |
2 años |
La Estampa de Tiempo referida en 18,
inciso d), correspondiente a los valores de las variables, debe ser trazable al
patrón nacional de Escalas de Tiempo (Hora Oficial) establecido en el Centro
Nacional de Metrología, de acuerdo con el huso horario oficial en el que se
ubica la Central Eléctrica.
19.1 Configuración
del SCI
La configuración operativa del SCI
debe incluir, al menos, los siguientes elementos:
a) La Unidad Central de Procesamiento (CPU).
Debido a que en ella se procesa la información recibida de los instrumentos de medición, la CPU debe contar con elementos de seguridad y protección necesarios para garantizar la integridad y la autenticidad de:
1) Los datos obtenidos de los instrumentos de medición.
2) El algoritmo de medición.
b) El Software, el cual comprende lo siguiente:
1) El Sistema Operativo.
2) El Software en el que se incluyan los algoritmos.
3) Seguridad.
4) Los datos almacenados.
c) La Referencia de Tiempo.
d) Puertos que permitan la comunicación del SCI con:
1) Los instrumentos de medición.
2) La referencia de tiempo
3) Una pantalla para visualizar los datos relevantes del proceso de generación.
19.2 Especificaciones
del Software del SCI
19.2.1 Protección
contra fraude del Software
El Software del SCI debe ser
implementado de manera que las posibilidades de uso intencional, no intencional
o accidental sean mínimas, asimismo, debe estar asegurado contra
modificaciones, carga o cambios no autorizados.
Para ello, se requiere contar con
medios de aseguramiento que tengan la opción de cargar parámetros de software.
La protección comprende sellos apropiados por medios mecánicos, electrónicos
y/o criptográficos, minimizando la posibilidad de intervenciones no
autorizadas.
Únicamente se permite que las
funciones claramente identificadas, sean activadas por la interfaz del usuario.
La activación debe ser efectuada en forma que no facilite un uso fraudulento.
Ejemplos:
a) El software del SCI es diseñado e implementado de forma tal que sea imposible modificar los parámetros y la configuración sino a través de un menú protegido por switch. Este switch es sellado mecánicamente cuando no está activo, haciendo imposible la modificación de los parámetros y de las configuraciones. Para modificarlos, el sello del switch tendría que ser violentado.
b) El software del SCI es diseñado e implementado de forma tal que no hay acceso a los parámetros y a las configuraciones sino por personas autorizadas. Si una persona quiere entrar a algún parámetro del menú tendría que insertar alguna tarjeta de identificación con una clave de acceso (PIN o Password). El software del SCI debe ser capaz de verificar la autenticidad de la clave y permitir el cambio a algún parámetro del menú. Dicho acceso deber ser registrado para verificaciones posteriores, incluyendo la identificación de la persona o de su clave.
19.2.2 Protección
de parámetros
Los parámetros que fijan las
características del SCI deben estar asegurados contra modificaciones no
autorizadas. Para propósitos de verificación, la configuración de parámetros
actuales debe ser capaz
de desplegarse.
Los parámetros que son específicos de
un dispositivo, pueden ser ajustados o seleccionados sólo en un modo
operacional especial del SCI. Estos parámetros se clasifican como aquellos que
deben ser asegurados (parámetros inalterables) y aquellos que pueden ser
accesibles (parámetros estables) dentro de la central eléctrica.
19.2.3 Separación de dispositivos electrónicos y
sub-ensambles
Las partes
metrológicamente críticas del SCI, tales como los dispositivos de medición de
nivel primario y secundario, tanto software como hardware, no deben ser
influenciados por otras partes del SCI ni por otros dispositivos. Asimismo, los
dispositivos electrónicos o sub-ensambles de los medidores deben estar
claramente definidos, identificados y documentados.
19.2.4 Separación de las partes del software
Si alguna parte
del software se comunica con otras partes del mismo, entonces se debe definir
una interfaz mediante la cual se realicen todas las comunicaciones entre dichas
partes. El software, la interfaz y el dominio de datos que la conforman, deben
estar claramente definidos y documentados. En este sentido, todas las funciones
y dominios de datos del software deben estar descritos para permitir que en una
verificación se determine que se realice una separación correcta del software.
Asimismo, debe
existir una asignación unívoca de cada comando a todas las funciones iniciadas
o cambios de datos, por lo que los comandos que operan a través de la interfaz
del software también deben ser declarados y documentados. Solamente los
comandos documentados pueden ser activados a través de la interfaz del
software. La central eléctrica debe declarar sobre la cabalidad de la
documentación
de los comandos.
19.2.5 Almacenamiento de datos y trasmisión mediante
sistemas de comunicación
Si los valores de
medición se utilizan en otro lugar que no sea el lugar de la medición, o en un
tiempo posterior que no sea el de medición, y si se requiere su transmisión a
otros instrumentos o dispositivos con un ambiente no seguro antes de usarse con
propósitos legales, se aplican los siguientes requerimientos:
a) El valor de medición almacenado o transmitido debe ser acompañado de toda la información relevante necesaria, como su estampa de tiempo y los algoritmos utilizados, en su caso.
b) Los datos deben ser protegidos por medio de software para garantizar la autenticidad e integridad de la información relativa al tiempo de la medición. El software que despliega o realiza un post-procesamiento de los valores de medición y datos acompañantes, debe confirmar al momento de la medición, la autenticidad e integridad de los datos después de haberlos leído desde un almacenamiento inseguro o después de haberlos recibido de un canal de transmisión no seguro.
c) Las claves de seguridad que se emplean para protección de datos deben ser secretas y asegurarse en el SCI. Se deben proveer mecanismos para hacer que las claves sólo sean de entrada o lectura si se violenta algún switch.
19.2.6 Almacenamiento automático
Los datos de
medición deben ser almacenados automáticamente cuando la medición está
concluida, esto es, cuando el valor final ha sido generado. Cuando el valor
final procede de un cálculo, todos los datos que son necesarios para el cálculo
deben ser almacenados automáticamente junto con el valor final.
El dispositivo de
almacenamiento debe asegurar la permanencia de la información, garantizando que
no se corrompan los datos bajo condiciones normales de operación. Debe disponer
de suficiente memoria de almacenamiento para cualquier aplicación.
Después de
concluido el plazo requerido para disponibilidad de la información, se permite
eliminar datos de la memoria siempre y cuando se cumplan las siguientes
condiciones:
a) Los datos se eliminan en el mismo orden en que fueron registrados, es decir, “primero en entrar, primero en salir”.
b) La eliminación se realiza ya sea automáticamente o después de una operación manual específica que pueda requerir algún derecho de acceso específico.
19.2.7 Transmisión de datos
La estampa de
tiempo debe ser provista con el reloj del SCI, aplicando en todo momento los
medios apropiados de protección tal como se establece en 19.2.2 Protección de
Parámetros.
19.2.8 Mantenimiento y re-configuración
Cuando el
software del SCI sea actualizado, dicha actualización será considerada como una
modificación o una reparación de algún dispositivo relevante en el SCI, cuando
se cumplan los siguientes supuestos:
a) Modificación: cuando se intercambia el software con alguna versión distinta a la instalada originalmente, y
b) Reparación: cuando se re-instala la misma versión.
Cuando algún elemento relevante del
SCI ha sido modificado o reparado mientras está en servicio, se requiere una
verificación inicial o subsecuente.
El software que no es necesario para
el funcionamiento correcto del SCI no requiere verificación después de ser
actualizado.
19.2.9 Actualización
verificada
El software a ser actualizado puede
ser cargado localmente, directamente en el dispositivo de medición o
remotamente mediante una red informática. La carga e instalación pueden ser dos
pasos diferentes o combinados en uno solo, dependiendo de las necesidades
técnicas. Sin embargo, para confirmar la efectividad de la misma, es necesario
que personal de la central eléctrica se encuentre presente al momento de
realizarla. Después de la actualización del software del SCI o de alguno de sus
elementos (se intercambie por otra versión o se re-instale), el SCI no debe ser
utilizado antes de una verificación del mismo y de los instrumentos de medición
involucrados, por parte de una UVAA.
19.2.10 Visualización
del SCI
El SCI debe tener uno o más
dispositivos indicadores (pantalla) que sean capaces de presentar o desplegar
el valor numérico de cada dispositivo de medición. El dispositivo de indicación
debe ser fácil de leer y los caracteres de los resultados de medición deben ser
4 mm de tamaño como mínimo. Cualquier fracción decimal debe ser claramente
indicada.
El dispositivo de indicación no debe
ser afectado significativamente por exposición a condiciones normales de
operación durante el tiempo de vida útil del SCI o de sus instrumentos de
medición.
El dispositivo de indicación debe ser
capaz de desplegar todos los datos relevantes para propósitos del cálculo de
las variables requeridas en la determinación del porcentaje de energía libre de
combustible.
Los registros electrónicos deben ser
del tipo no volátil para que retengan valores almacenados durante pérdida de
potencia eléctrica. Los valores almacenados no deben ser sobre escritos y deben
ser capaces de ser retirados/leídos cuando se restaura la potencia eléctrica.
19.3 El
algoritmo de medición
El algoritmo de medición debe
determinar el valor de las variables requeridas para el cálculo del porcentaje
de ELC en los procesos de generación de energía eléctrica descritos en el
presente PROY-NOM.
Como parte del software, el algoritmo
de medición se diseña para recibir los datos obtenidos de los instrumentos de
medición involucrados directamente con la medición de las variables de energía
y magnitudes de medición relacionadas dentro del proceso de generación, y para
procesarlos para obtener los valores de las magnitudes de medición de
importancia, como son las variables de energía E, F, H, etc.
En la sección de salida del algoritmo
de medición, el software presenta los resultados de medición que procesó el
algoritmo para:
a) Su envío a la Comisión.
b) Su visualización o procesamiento posterior para los sistemas de control operativo de la central eléctrica.
c) Su documentación en la Bitácora.
19.4 Registros
escritos o bitácora.
La Central Eléctrica debe mantener un
registro o bitácora de todos los eventos que ocurran en la medición,
específicamente, de manera enunciativa y no limitativa, de lo siguiente:
a) Monitoreo de la presencia activa de los dispositivos de medición.
b) Ajustes de fecha y hora del SCI.
c) Ajustes o modificación de parámetros.
d) Actualizaciones del software del SCI.
e) Registro de movimientos de entrada o salida de operación de los dispositivos de medición (conexión o desconexión con el SCI), indicando si la salida es por mantenimiento, calibración, falla operativa, u otros.
f) Afectación a las constantes de medición en los algoritmos de medición por calibración de los dispositivos de medición.
Respecto de las mediciones de
emisiones de CO2, en el
proceso que corresponda, la bitácora de eventos debe registrar lo siguiente:
a) Operaciones de arranque de los equipos de combustión.
b) Operaciones de soplado que requieren ciertos equipos, de acuerdo con las especificaciones del fabricante.
c) Desajuste o malfuncionamiento de los quemadores.
d) Paro, malfuncionamiento o mantenimiento de equipo de control de emisiones, en su caso.
e) Auditorías ambientales, programadas internamente por el Sistema de Gestión de Mediciones de la central eléctrica, o por cumplimiento normativo con PROFEPA u otra autoridad.
La bitácora debe estar disponible para
su revisión por las autoridades correspondientes, en el ámbito de su
competencia, o por las Unidades de Verificación autorizadas por la Comisión.
Asimismo, se debe contar con un
registro en donde se anotará, cuando se realice un cambio en las condiciones de
operación, con respecto al proceso de generación de energía eléctrica de que se
trate: fecha, turno, consumo y tipo de combustible, porcentaje de la capacidad
de diseño al que operó el equipo, temperatura promedio de los gases de chimenea
y cualquier otro dato que el operador considere necesario en un apartado de
observaciones.
19.5 Comunicación
del SCI con los dispositivos de medición dentro del proceso de generación
a) Se debe identificar a los instrumentos de medición y detectar que permanecen conectados con el SCI al menos cada minuto.
b) Se debe garantizar la conexión funcional y simultánea con todos los instrumentos de medición necesarios en cada caso de generación de energía eléctrica.
c) Ante la pérdida de comunicación entre el SCI y cualquier instrumento o dispositivo de medición en el proceso, el SCI debe emitir una alarma en pantalla y registrarlo en la bitácora de eventos del SCI.
d) Si la central eléctrica debe cambiar o sustituir cualquier instrumento o dispositivo de medición que haya sido declarado que forma parte del proceso de generación, el SCI debe emitir una alarma en la pantalla y registrarlo en la bitácora de eventos.
e) El SCI debe cumplir con lo dispuesto en la Tabla 20
f) El envío de datos debe estar acompañado de la estampa de tiempo en que fueron adquiridos, calculados y transmitidos.
g) Debe permitir a la autoridad competente la obtención de los datos almacenados y la bitácora de eventos, cuando así lo requiera.
19.6 Seguridad
del SCI
Se debe validar de forma automática la
integridad de:
a) El algoritmo de cálculo o medición.
b) La parte vacía o en blanco del área de la memoria programable.
c) El manejador de actualizaciones de software del SCI.
El software debe incluir niveles de
acceso para su configuración o revisión de parámetros, con registro y
autenticación de usuarios.
19.7 Sistema
Operativo del SCI
El Sistema Operativo (OS) es la parte
que administra los recursos de hardware y software del SCI, debe contar con
elementos de seguridad y protección necesarios para garantizar la integridad y
la autenticidad de:
a) Los datos obtenidos de los instrumentos de medición.
b) El algoritmo de medición.
c) El envío de datos hacia la CRE para su posterior uso y análisis.
d) La Referencia de Tiempo.
e) Las Funciones Auxiliares.
19.7.1 Especificaciones
del OS del SCI
El OS del SCI debe
contar como mínimo con las siguientes especificaciones:
a) El algoritmo de medición debe iniciar automáticamente.
b) El usuario no debe tener acceso al OS.
c) El OS no debe permitir cargar, modificar o ejecutar programas distintos de los necesarios para el cálculo, almacenamiento y transmisión de la información.
El OS puede contener
características adicionales que ayuden al cumplimiento de las especificaciones
referidas, sin embargo, éstas deben estar claramente definidas y documentadas.
19.8 Referencia
de tiempo del SCI
El SCI debe disponer de
una funcionalidad de referencia de tiempo, mediante la cual se registre el
tiempo (fecha, hora, cambio de horario estacional) en que ocurren los distintos
eventos de medición del proceso de generación de la central eléctrica, o se
registren eventos en la bitácora del SCI.
Los requisitos de la
referencia de tiempo del SCI son:
a) El SCI debe contar con un reloj de red sincronizado mediante un Sistema Global de Navegación por Satélite (GNSS) que marque una estampa de tiempo a las mediciones que recibe de los dispositivos de medición del proceso de generación.
b) Independientemente del método de sincronía, la referencia de tiempo del SCI debe poseer la capacidad de sincronizarse a un Patrón de Referencia de Tiempo Internacional, por ejemplo, una sincronización por NTP con el servidor de CENAM: cronos.cenam.mx
El SCI puede contener
características adicionales para la referencia de tiempo que ayuden al
cumplimiento de las especificaciones requeridas, sin embargo, éstas deben estar
claramente definidas y documentadas en la bitácora.
19.9 Comunicación
del SCI
El SCI debe de tener la
capacidad de recibir y enviar información a través de sus puertos de
comunicación, particularmente con los siguientes elementos:
a) Instrumentos o dispositivos de medición en el proceso de generación.
b) Conexión con HMI (pantalla).
La comunicación del SCI
es crucial y debe contar con elementos de seguridad en todas sus interfaces de
manera que se garantice la integridad y autenticidad de los datos, tanto de los
que se reciben como de los que se envían.
Independientemente del
protocolo de comunicación utilizado entre los instrumentos de medición y el
SCI, el protocolo debe tener la capacidad de detectar la desconexión del
instrumento de medición.
19.10 Características
modulares de operación de un SCI
El SCI es un sistema
informático que debe concentrar en tiempo real la información proveniente de
los instrumentos que miden las variables implicadas en cada uno de los procesos
de generación de energía. La Tabla 20 muestra la información que debe procesar
un SCI en un proceso de generación.
La figura 15
muestra de manera esquemática un SCI dentro de un proceso de generación
Figura 15
Representación gráfica de un SCI
19.11 Elementos
auditables
a) La forma en que se mantiene actualizada la bitácora de eventos y la toma de acciones preventivas y correctivas respecto de los eventos registrados en la Bitácora.
b) La información de la calibración de los dispositivos de medición de acuerdo con el proceso de generación de energía eléctrica.
c) Los registros de todas las variables de medición correspondientes al proceso de generación de energía eléctrica de que se trate, así como el tipo de combustible o combustibles utilizados.
20. De la información
presentada a la Comisión.
La Central Eléctrica Limpia debe
entregar a la Comisión, de manera mensual, una base de datos, en formato .csv,
la cual debe contener el registro de la información a que se refiere la Tabla
20 del presente PROY-NOM, a saber, el valor de las variables requeridas para el
cálculo del porcentaje de energía libre de combustible: energía eléctrica,
energía de los combustibles, energía térmica, emisiones, entre otras, así como
los resultados de la medición en dispositivos de nivel primario y secundario:
flujo, poder calorífico, peso, temperatura, presión, volumen, entre otras.
La base de datos mencionada debe ser
presentada a la Comisión, a través del Sistema CEL, en términos de lo
establecido en las Disposiciones administrativas de carácter general para el
funcionamiento del Sistema de Gestión de Certificados y Cumplimiento de
Obligaciones de Energías Limpias y demás disposiciones que de ellas emanen, o
aquellas que las sustituyan.
títULO
Noveno
PROCEDIMIENTO PARA LA EVALUACIÓN
DE LA CONFORMIDAD
21. Introducción
El presente PEC establece las
directrices que deben observar los interesados que pretendan demostrar el
cumplimiento con este PROY-NOM, de los métodos de medición requeridos en una
Central Eléctrica que requiera calcular su porcentaje de ELC a fin de ser
considerada como energía limpia.
22. Objetivo y campo de
aplicación
Este PEC, tiene por objeto definir las
directrices que deben observar las Centrales Eléctricas con fuentes de energía
y procesos de generación de energía eléctrica que pueden ser considerados como
energía limpia, para demostrar con fines oficiales, el cumplimiento con el
presente PROY-NOM. Asimismo, establece las directrices que deben observar las
Unidades de Verificación que intervienen en la evaluación
de la conformidad.
23. Disposiciones generales
23.1 De la
verificación inicial
Como parte de la verificación inicial,
las Centrales Eléctricas con fuentes de energía y procesos de generación de
energía eléctrica que deseen ser evaluados por el presente PROY-NOM deben
declarar el caso o proceso bajo el cual opera la Central Eléctrica, de
conformidad con la Tabla 21 y presentar los requisitos documentales a través
del Reporte técnico de la Central de generación eléctrica.
Tabla 21 - Clasificación
de los procesos de generación de energía eléctrica.
Caso |
Proceso de generación |
Capítulo de la norma |
I |
Centrales Eléctricas de cogeneración eficiente. |
Título Tercero |
II |
Centrales Eléctricas Limpias que utilizan combustibles fósiles. |
Título Cuarto |
III |
Tecnologías de bajas emisiones y Centrales Eléctricas con procesos de
captura y almacenamiento geológico o biosecuestro de carbono. |
Título Quinto |
IV |
Aprovechamiento del hidrógeno. |
Título Sexto |
V |
Centrales hidroeléctricas. |
Título Séptimo |
23.1.1 Reporte
técnico de la Central de generación eléctrica
Los requisitos
documentales que deben incluirse en el Reporte técnico de la central de
generación eléctrica, son los siguientes:
a) Datos e información de contacto del representante legal y la(s) persona(s) técnicas(s) responsable(s) de la Central Eléctrica.
b) Descripción de la Central Eléctrica: nombre, ubicación, capacidad, tecnología de generación y fuentes alternas de generación, en su caso, utilizadas de manera complementaria al proceso de que se trate. Cuando se trate de Centrales Eléctricas de cogeneración, además de lo descrito, se debe incluir:
1) Clasificación del proceso de cogeneración de acuerdo con lo establecido en 7.1.
2) Delimitación del proceso de cogeneración de acuerdo con lo establecido en 7.2.
3) Diagrama(s) de todo el proceso de cogeneración que incluya los puntos de medición para las variables energéticas E, F y H, así como el balance térmico.
c) Tipo de combustible(s) empleado(s).
d) Aquella información técnica que respalde el cabal cumplimiento de los requerimientos metrológicos, según sea el caso, establecidos en los Títulos Segundo a Séptimo, tomando en consideración lo indicado en los apéndices aplicables.
e) Diagramas de todo el proceso de la central de generación de energía eléctrica limpia, en los cuales se incluyan los puntos de medición de todas las variables relevantes del proceso.
f) La información técnica que respalde el cabal cumplimiento de los requerimientos de registro de información establecidos en el Título Octavo del presente PROY-NOM.
g) Los certificados de calibración vigentes de los equipos de medición instalados en la central, emitidos por un laboratorio debidamente acreditado para tal efecto.
h) Las hojas de especificaciones técnicas que comprueben, en su caso, la exactitud de los equipos de medición instalados en la central.
i) Las Centrales Eléctricas con capacidad instalada menor o igual a 10 MW que opten por alguna de las opciones señaladas en el Capítulo 5 del presente PROY-NOM, deben indicar cuál de ellas eligieron, en el entendido de que dicha elección se mantendrá a lo largo del periodo hasta la próxima verificación.
j) Para los casos en que aplique, el Reporte técnico de la central de generación eléctrica debe presentar el cumplimiento de las Normas Oficiales Mexicanas o disposiciones aplicables en materia de emisiones.
La UVAA, debe analizar toda la información documental mencionada como
parte de los requisitos documentales y debe indicar si la información está
completa y es útil. Una vez que toda la información esté completa se programará
junto con el representante legal y la(s) persona(s) técnica(s) responsable(s)
de la Central Eléctrica una fecha para llevar a cabo una verificación inicial
en el lugar donde esté localizada la central.
La UVAA llevará a cabo la verificación inicial en compañía de la(s)
persona(s) técnica(s) responsable(s) de la Central Eléctrica. El propósito de
la verificación inicial es confirmar que la central cumple con todos los
requerimientos que exige el presente PROY-NOM. Para tal propósito, la UVAA se
debe apoyar de la documentación, previamente analizada, según se estableció en
23.1 de este PEC y ejecutar los pasos siguientes:
23.1.2 Ejecución de la verificación inicial
La UVAA debe revisar que las instalaciones cuenten con la instrumentación
correcta, conforme a lo establecido en el presente PROY-NOM, para realizar de
manera enunciativa más no limitativa las mediciones de flujo, temperatura,
presión, entre otras, además de que éstas cumplan con las tolerancias y
calibración adecuada y vigente. Para ello, debe llevar a cabo lo siguiente:
a) Solicitar y anexar a su Dictamen de verificación, copia simple de los certificados de calibración vigentes y de las hojas de especificaciones técnicas, cuando aplique, de los equipos de medición instalados en la Central Eléctrica, en términos de lo establecido en el presente PROY-NOM.
b) Elaborar un diagrama esquemático en el que se identifiquen los dispositivos de medición en el proceso de generación y verificar que la ubicación de dichos equipos sea en los lugares que se indican dentro del diagrama del proceso que ha sido incluido en el Reporte técnico de la central de generación eléctrica.
Las centrales con capacidad instalada menor a 10 MW no están obligadas a la instalación permanente de equipo de medición del poder calorífico y, en su caso, pueden determinar dicho valor conforme a las opciones señaladas en el Capítulo 5 del presente PROY-NOM, mismas que se enuncian a continuación:
1) Contar con un certificado, emitido por un laboratorio acreditado y cuya fecha de emisión no exceda un año, en el cual se indique el valor de la variable que no cuente con medición permanente.
2) Utilizar valores de referencia señalados en la normatividad aplicable, así como en las tablas o listas de combustibles de conformidad con lo establecido en cada uno de los capítulos del presente PROY-NOM, en los que se hace referencia a la obtención de la energía del combustible (F).
Para el cumplimiento del inciso B), la UVAA debe validar que el valor del poder calorífico determinado por la Central Eléctrica, corresponde a las tablas a las que se hace referencia en el presente PROY-NOM.
c) Constatar que todos los certificados de calibración, presentados por la Central Eléctrica hayan sido emitidos por un laboratorio acreditado para tal efecto y que correspondan con las características de los equipos de medición a que se refieren, lo anterior, en términos del artículo 23 del Reglamento de la LFMN.
d) Comprobar que el SCI cuente con capacidad suficiente de almacenamiento para el resguardo de información, cumplir con la frecuencia de reporte y tiempo de disponibilidad de información, formato de estampa de tiempo, entre otros, esto de forma enunciativa mas no limitativa. En este sentido debe cumplir con lo establecido en la tabla 20 sobre requerimientos de registro y disponibilidad de la información del Título Octavo del Registro de Información.
e) Corroborar que el SCI cuente con la configuración de conformidad con lo indicado en 19.1.
f) Verificar que el SCI satisfaga las Especificaciones del software, tal cual se indica en 19.2, de forma enunciativa mas no limitativa, en lo que se describe a continuación:
1) Protección contra fraude.
2) Protección de parámetros.
3) Separación de dispositivos electrónicos y sub-ensamble.
Durante la verificación, se debe demostrar que las funciones relevantes y los datos de los sub-ensambles y dispositivos electrónicos no pueden ser influenciados inadmisiblemente por comandos recibidos a través de la interface. Esto implica que hay una asignación específica de cada comando a todas las funciones iniciadas o a los cambios de datos en el sub-ensamble o dispositivo electrónico.
4) Separación de las partes del software.
5) Almacenamiento de datos y transmisión mediante sistemas de comunicación
6) Almacenamiento automático.
7) Transmisión de datos.
8) Mantenimiento y re-configuración.
9) Actualización verificada. Al ser actualizado, el SCI no debe ser utilizado antes de una verificación del mismo y de los instrumentos de medición involucrados, por parte de una UVAA.
10) Visualización del SCI.
23.1.3 Dictamen de verificación
Durante la
verificación inicial, la UVAA debe documentar los hallazgos realizados, con el
propósito de definir que la Central Eléctrica cumple con los requerimientos
establecidos en el presente PROY-NOM. Al final de la verificación inicial la
documentación de los hallazgos debe ser firmada tanto por la UVAA como por
la(s) persona(s) técnica(s) responsable(s) de la Central Eléctrica.
La UVAA debe
elaborar un Dictamen de verificación periódico, tomando en consideración toda
la información disponible, tanto de la documentación inicial presentada, como
de la verificación inicial, donde se definirá si los esquemas de medición de la
Central Eléctrica cumplen con los requerimientos establecidos en el presente
PROY-NOM. El resultado final debe estar basado en información objetiva, sin
ambigüedades y fundamentada técnicamente.
El Dictamen de verificación inicial
que elabore la UVAA, debe incluir, entre otra, la información siguiente:
a) Breve descripción y características generales y técnicas de la central;
b) Información técnica que respalde el cumplimiento de los requerimientos metrológicos establecidos en el presente PROY-NOM;
c) En su caso, el informe de los valores medidos y determinados por la UVAA en Centrales Eléctricas con capacidad menor a 10 MW, cuando éstas no cuenten con los equipos de medición permanentes para obtener los valores de las variables del proceso de generación de energía eléctrica;
d) Informe de la constatación documental de la calibración de equipos anexando copia de cada uno de los certificados de calibración vigentes emitidos por una entidad acreditada, así como de las hojas de especificaciones técnicas, cuando sea el caso;
e) Los diagramas de proceso en los que se incluya la delimitación del mismo, incluyendo el diagrama esquemático donde se identifiquen los dispositivos de medición utilizados, así como su ubicación dentro del proceso de generación.
23.2 De la
verificación periódica
La verificación periódica debe
realizarse cada año, contado a partir de la fecha en que fue realizada la
verificación anterior, ya sea inicial o periódica, la cual debe considerar lo
siguiente:
a) Con al menos 30 días naturales de anticipación a la conclusión de la última verificación realizada. El representante legal de la Central Eléctrica, debe solicitar a una UVAA aprobada por la Comisión, para que lleve a cabo una verificación periódica en compañía de la(s) persona(s) técnica(s) responsable(s) de la Central Eléctrica con el propósito de verificar que la Central Eléctrica continúa cumpliendo con todos los requerimientos que exige el presente PROY-NOM.
b) Previo a la visita, la UVAA, debe analizar la información que la Central de Generación le proporcione previamente, misma que debe contener, entre otros, el Dictamen de verificación inicial o periódico correspondiente a la verificación anterior.
c) Cuando la Central Eléctrica que solicite la verificación periódica, tenga una capacidad de generación menor o igual a 10 MW y cuyo valor del poder calorífico haya sido determinado conforme al inciso A) referido en 23.1.2, inciso b, es necesario que la Central Eléctrica presente un nuevo Certificado que corresponda a la obtención de dicho valor, el cual no debe exceder de un año contado a partir de la fecha en que fue emitido.
Durante la verificación periódica, la
UVAA debe asegurase que los equipos de medición de la Central Eléctrica
continúan operando conforme a los requerimientos de incertidumbre (a través de
los certificados de calibración correspondientes) y ubicación contenidos en el
presente PROY-NOM. Asimismo, la UVAA debe verificar que en la Bitácora estén
registradas las calibraciones, reparaciones y salidas de operación de los
equipos de medición, con la finalidad de identificar registros que pudieran haber
afectado su correcto funcionamiento.
Para efectos del párrafo anterior,
para asegurar que los equipos de medición de la Central Eléctrica continúan
operando conforme a los requerimientos de incertidumbre establecidos en el
presente PROY-NOM, la UVAA debe realizar una verificación en sitio siguiendo lo
establecido en 23.2 y contrastando con los resultados obtenidos de la
verificación anterior.
Cuando se trate de Centrales
Eléctricas con capacidad menor o igual a 10 MW, que mantengan su elección de
determinar el valor del poder calorífico a partir de lo establecido en el
inciso A) del Capítulo 5, la UVAA debe determinar el valor del poder calorífico
del combustible empleado en la Central Eléctrica utilizando instrumentos
metrológicos temporales. En caso contrario, si la Central Eléctrica mantiene su
elección por determinar el valor del poder calorífico mediante tablas, la UVAA
debe validar que el valor del poder calorífico determinado por la Central
Eléctrica corresponde a las tablas a las que se hace referencia en el presente
PROY-NOM.
Durante la verificación periódica la
UVAA, debe documentar los hallazgos encontrados, con el propósito de confirmar
que la Central Eléctrica continúa operando en las condiciones establecidas. Al
final de la verificación periódica la documentación de los hallazgos debe ser
firmada tanto como por la UVAA como por la(s) persona(s) técnica(s)
responsable(s) de la central de generación.
La UVAA debe elaborar un Dictamen de
verificación periódico que contenga toda la información establecida en 23.1 del
presente Capítulo, así como la información recabada durante la verificación
periódica, con la finalidad de definir si la Central Eléctrica continúa
operando bajo los requerimientos de medición que se establecen en el presente
PROY-NOM. El resultado final debe estar basado en información objetiva, sin
ambigüedades y fundamentado técnicamente. Asimismo, este Dictamen de
verificación periódico debe incluir, en su caso, la información sobre el cambio
en la forma de obtener el valor del poder calorífico en centrales de capacidad
menor o igual a 10 MW.
Esta verificación periódica debe
realizarse cada año a partir de la fecha en que se llevó a cabo la verificación
inicial descrita en 23.1.
23.3 De la
verificación extraordinaria.
La Comisión podrá solicitar, en
cualquier momento de manera fundada y motivada, la información histórica de los
resultados de la medición de las variables de la Central Eléctrica, así como
ordenar visitas de verificación extraordinarias con la finalidad de supervisar
y vigilar el cumplimiento de los requerimientos establecidos en el presente
PROY-NOM.
En cualquier momento, la Comisión
podrá requerir a la Central Eléctrica llevar a cabo una verificación
extraordinaria, a través de una UVAA, con el propósito de cerciorarse que los
métodos y equipos de medición instalados en la Central Eléctrica no hayan sido
alterados, de tal manera que la alejen del cumplimiento de los requerimientos
establecidos por el presente PROY-NOM.
De la misma forma que en una
verificación periódica, la UVAA debe asegurarse de que los equipos de medición
de la Central Eléctrica continúan operando conforme a los requerimientos de
incertidumbre y ubicación contenidos en el presente PROY-NOM, sin menoscabo que
se requiera que la UVAA realice mediciones con equipo propio para la
constatación de dichos requerimientos. Asimismo, la UVAA verificará que en la
bitácora estén registradas las calibraciones, reparaciones y salidas de
operación de los equipos de medición, con la finalidad de identificar registros
que pudieran haber afectado su correcto funcionamiento.
En caso de que las Centrales
Eléctricas requieran llevar a cabo proyectos de modernización o actualización
tecnológica de los procesos de generación de energía eléctrica, que modifiquen
de alguna manera los parámetros asociados a la cantidad de energía libre de
combustible, será necesario llevar a cabo el proceso de verificación tal y como
si se estuviera en etapas iniciales, por lo que el propietario o representante
legal de la Central Eléctrica debe solicitar a una UVAA autorizada por la
Comisión, que lleve a cabo las acciones necesarias que correspondan a una
verificación inicial. Para ello la Central Eléctrica debe proporcionar el
Reporte técnico de la Central de generación eléctrica mediante el cual se
notifique el cambio realizado, mismo que debe ser analizado por la UVAA y
apegarse al procedimiento establecido en 23.1 del presente PROY-NOM.
Para los casos en que el propietario o
representante legal de la Central Eléctrica identifique posibles anomalías en
el reconocimiento, por parte de la Comisión, de los valores de las variables
requeridas en el cálculo del porcentaje de energía libre de combustible, podrá
solicitar a una UVAA que lleve a cabo una verificación extraordinaria con la
finalidad de asegurar el cumplimiento de los requerimientos establecidos en el
presente PROY-NOM.
La UVAA debe elaborar un Dictamen de
verificación de la verificación extraordinaria realizada, dirigido a la
Comisión, mismo que debe contener los hallazgos de dicha verificación, basados
en información objetiva, así como las conclusiones a las que se puedan llegar
derivadas de los hallazgos encontrados.
En el caso de confirmarse alguna
alteración, por parte de la Central Eléctrica, a las condiciones de operación
de los sistemas o métodos de medición, será causal de la pérdida de vigencia de
la certificación como Central Eléctrica Limpia.
23.4 De la
aprobación de las Unidades de Verificación
Las personas físicas o morales
interesadas en obtener la autorización como Unidades de Verificación para
realizar el procedimiento de evaluación de la conformidad descrito
anteriormente, deben presentar a la Comisión la información y documentación
siguiente:
a) El formato de solicitud de aprobación, que expida la Comisión, debidamente requisitado;
b) El original o copia certificada del instrumento jurídico que acredite la legal existencia del solicitante y el desarrollo de actividades vinculadas con sistemas relacionados con el sector energético; en el caso de personas morales, lo anterior se debe establecer en el objeto social de dicha persona;
c) El original o copia certificada del instrumento jurídico donde se acrediten la personalidad y las facultades del representante legal del solicitante;
d) La relación de personal que especifique los nombres, perfil profesional, funciones y experiencia en sistemas de medición de variables involucradas en sistemas relacionados con el sector energético, acompañando los documentos que acrediten que dicho personal cumple con los requisitos siguientes:
1) La formación profesional apegada a cualquiera de las siguientes carreras: Ingeniería Química, Ingeniería Mecánica, Ingeniería Eléctrica, Ingeniería en Procesos Industriales o ramas afines, a través del título y la cédula profesional expedida por la autoridad competente.
2) La experiencia en la aplicación técnica de los requerimientos del presente PROY-NOM, avalados por una institución competente.
3) El dominio en conocimientos metrológicos y sistemas de medición utilizados en Centrales Eléctricas, principalmente en los procesos a los que se refiere el presente PROY-NOM, avalados por una institución competente.
4) El dominio en la estimación de incertidumbres en Centrales Eléctricas, principalmente en los procesos a los que se refiere el presente PROY-NOM, avalados por una institución competente.
La Comisión analizará y resolverá la
solicitud de aprobación de las Unidades de Verificación, en el plazo de treinta
días hábiles contados a partir del día siguiente a la integración del
expediente correspondiente. La vigencia de la autorización correspondiente será
de tres años.
Serán causales de cancelación de la
aprobación las siguientes:
a) Incumplir con cualesquiera de las condiciones y obligaciones que la Comisión establezca en la aprobación otorgada;
b) No observar los procedimientos de medición de variables para la evaluación de los procesos de generación de energía eléctrica a los que se refiere el presente PROY-NOM;
c) Hacer constar información o datos erróneos o falsos en los dictámenes técnicos;
d) Ejecutar las actividades de verificación por personal distinto al relacionado en la solicitud de aprobación;
e) Haber entregado información errónea o falsa con la solicitud de aprobación, si ello se comprueba con posterioridad al otorgamiento;
f) No entregar a la Comisión, en forma oportuna y completa, la información que sea requerida respecto al desempeño de la actividad aprobada;
g) Impedir u obstaculizar las funciones de verificación y vigilancia de la Comisión tendientes a constatar la veracidad de la información proporcionada por la UVAA;
h) Negar de manera injustificada el servicio que soliciten las centrales de generación de energía eléctrica, y
i) Utilizar la aprobación de la Comisión en forma indebida, con fines distintos a aquéllos para la cual fue otorgada.
La Comisión publicará en el portal electrónico http://www.gob.mx/cre el listado de las Unidades de Verificación autorizadas conforme a lo establecido en el presente Capítulo y lo mantendrá permanentemente actualizado.
títULO
Décimo
VIGILANCIA
La vigilancia de este PROY-NOM está a
cargo de la Comisión, de conformidad con sus atribuciones.
La Comisión, en cualquier momento,
podrá requerir a la Central Eléctrica los resultados de la medición de los
dispositivos de nivel primario y nivel secundario que correspondan, así como
ordenar visitas de verificación extraordinarias con la finalidad de supervisar
y vigilar el cumplimiento de los requerimientos establecidos en el presente
PROY-NOM.
títULO
Undécimo
CONCORDANCIA CON NORMAS
INTERNACIONALES
Este PROY-NOM no es equivalente (NEQ) con
ninguna norma internacional, al no existir esta última al momento de la
elaboración del mismo.
títULO
Duodécimo
BIBLIOGRAFÍA
Acuerdo
por el que la Secretaría de Energía emite las Bases del Mercado Eléctrico,
Diario Oficial de la Federación, septiembre 2015, Ciudad de México.
ANSI B109.3-2008 Rotary-Type Gas Displacement Meters
ASTM D1193-06:2011, Standard Specification for Reagent
Water, ASTM International, West Conshohocken, PA, 2011, www.astm.org.
ASTM D1298-12b(2017), Standard Test Method for
Density, Relative Density, or API Gravity of Crude Petroleum and Liquid
Petroleum Products by Hydrometer Method, ASTM International, West Conshohocken,
PA, 2017, www.astm.org.
ASTM D2234 / D2234M-17, Standard Practice for
Collection of a Gross Sample of Coal, ASTM International, West Conshohocken,
PA, 2017, www.astm.org.
ASTM D2622-16, Standard Test Method for Sulfur in
Petroleum Products by Wavelength Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry,
ASTM International, West Conshohocken, PA, 2016, www.astm.org.
ASTM D4052-16, Standard Test Method for Density,
Relative Density, and API Gravity of Liquids by Digital Density Meter, ASTM
International, West Conshohocken, PA, 2016, www.astm.org.
ASTM D4057-12, Standard Practice for Manual Sampling
of Petroleum and Petroleum Products, ASTM International, West Conshohocken, PA,
2012, www.astm.org.
ASTM D4177-16e1, Standard Practice for Automatic
Sampling of Petroleum and Petroleum Products, ASTM International, West
Conshohocken, PA, 2016, www.astm.org.
ASTM D4294-16e1, Standard Test Method for Sulfur in
Petroleum and Petroleum Products by Energy Dispersive X-ray Fluorescence
Spectrometry, ASTM International, West Conshohocken, PA, 2016, www.astm.org.
ASTM D482-13, Standard Test Method for Ash from Petroleum
Products, ASTM International, West Conshohocken, PA, 2013, www.astm.org.
ASTM D4868-17, Standard Test Method for Estimation of
Net and Gross Heat of Combustion of Hydrocarbon Burner and Diesel Fuels, ASTM
International, West Conshohocken, PA, 2017, www.astm.org.
ASTM D5453-16e1, Standard Test Method for
Determination of Total Sulfur in Light Hydrocarbons, Spark Ignition Engine
Fuel, Diesel Engine Fuel, and Engine Oil by Ultraviolet Fluorescence, ASTM
International, West Conshohocken, PA, 2016, www.astm.org.
ASTM D5865-13, Standard Test Method for Gross
Calorific Value of Coal and Coke, ASTM International, West Conshohocken, PA,
2013, www.astm.org.
ASTM D7039-15a, Standard Test Method for Sulfur in
Gasoline, Diesel Fuel, Jet Fuel, Kerosene, Biodiesel, Biodiesel Blends, and
Gasoline-Ethanol Blends by Monochromatic Wavelength Dispersive X-ray
Fluorescence Spectrometry, ASTM International, West Conshohocken, PA, 2015,
www.astm.org.
ASTM D1945, Natural Gas Analysis
ASTM D2013 / D2013M-12, Standard Practice for
Preparing Coal Samples for Analysis, ASTM International, West Conshohocken, PA,
2012, www.astm.org.
ASTM D3173 / D3173M-17a, Standard Test Method for
Moisture in the Analysis Sample of Coal and Coke, ASTM International, West
Conshohocken, PA, 2017, www.astm.org.
ASTM D3174-12, Standard Test Methods for Ash in the
Analysis Sample of Coal and Coke from Coal. ASTM International,
West Conshohocken, PA, 2012, www.astm.org.
ASTM D3180-15, Standard Practice for Calculating Coal
and Coke Analyses from As-Determined to Different Bases, ASTM International,
West Conshohocken, PA, 2015, www.astm.org.
ASTM D3302/D3302M-17, Standard Test Method for Total
Moisture in Coal, ASTM International, West Conshohocken, PA, 2017, www.astm.org.
ASTM D4239-17, Standard Test Method for Sulfur in the
Analysis Sample of Coal and Coke Using High-Temperature Tube Furnace
Combustion, ASTM International, West Conshohocken, PA, 2017, www.astm.org
ASTM D4809-18, Standard Test Method for Heat of
Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter (Precision Method),
ASTM International, West Conshohocken, PA, 2018, www.astm.org.
ASTM D5373-16, Standard Test Method for determination
of Carbon, Hydrogen and Nitrogen in Analysis Samples of Coal and Carbon in
Analysis Samples of Coal and Coke, ASTM International, West Conshohocken, PA, 2016,
www.astm.org.
ASTM D7171-16, Standard Test Method for Hydrogen
Content of Middle Distillate Petroleum Products by Low-Resolution Pulsed
Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopy, ASTM International, West Conshohocken,
PA, 2016, www.astm.org.
ASTM D7582-15, Standard Test Methods for Proximate
Analysis of Coal and Coke by Macro Thermogravimetric Analysis, ASTM
International, West Conshohocken, PA, 2015, www.astm.org.
ASTM D3176-15, Standard Practice for Ultimate Analysis
of Coal and Coke, ASTM International, West Conshohocken, PA, 2015, www.astm.org.
ASTM D1018-11(2016), Standard Test Method
for Hydrogen In Petroleum Fractions, ASTM International, West Conshohocken, PA,
2016, www.astm.org.
ASTM D7430-18, Standard Practice for Mechanical
Sampling of Coal, West Conshohocken, PA, 2018, www.astm.org
Cálculo
de calor útil. Dr Leonel Lira. CENAM. 2017
Combined Heat and Power. Evaluating the benefits of
greater global investment. International Energy Agency. OECD/IEA 2008
Decreto
por el que se expide la Ley de Transición Energética, diciembre 2015.
DIN 51900-1:2000. Determining the gross calorific
value of solid and liquid fuels using the bomb calorimeter, and calculation of
net calorific value.
DIN 51900-2:2003. Determining the gross calorific
value of solid and liquid fuels using the isoperibol or static-jacket
calorimeter and calculation of net calorific value.
IEA Energy Technology Essentials. Hydrogen production
& Distribution. April 2017
ISO 1928:2009. Solid mineral fuels. Determination of
gross calorific value by the bomb calorimetric method and calculation of net
calorific value.
Ley
de la Industria Eléctrica, agosto 2014.
Ley
Federal sobre Metrología y Normalización, abril 2009.
Ley
Nacional de Aguas y su Reglamento. CONAGUA. Edición 2017
Mario
Molina, et al., “Cálculo de las emisiones de contaminación atmosférica por uso
de combustibles fósiles en el Sector Eléctrico Mexicano”, Comisión para la
cooperación ambiental de América del
Norte, 2004.
Medición
batimétrica para determinar el volumen de material sedimentado acumulado
durante el tiempo de servicio del embalse pueblo viejo, de la central
hidroeléctrica Chixoy. Saulo Ariel Jom Morán. Universidad de San Carlos de
Guatemala. Facultada de Ingeniería Civil. Guatemala, noviembre 2010.
NMX-AA-174-SCFI-2015.
Especificaciones y requisitos para la certificación de sustentabilidad
ambiental en la producción de bioenergéticos líquidos de origen vegetal.
NMX-CH-003-1993.
Instrumentos de medición – manómetros de presión, vacuómetros y manovacuómetros
indicadores y registradores con elementos sensores elásticos (instrumentos
ordinarios).
NOM-008-SCFI-2002,
Sistema general de unidades de medida.
NOM-013-SCFI-2004,
Instrumentos de medición- Manómetros con elemento elástico-Especificaciones y
métodos de prueba
NOM-016-CRE-2016,
Especificaciones de calidad de los petrolíferos.
NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005,
Especificaciones de los combustibles fósiles para la protección ambiental.
OIML D10. Guidelines for the determination of
calibration intervals of measuring instruments. 2010
OIML D11. General requirements for measuring
instruments - Environmental conditions. 2013.
OIML D16. Principles of assurance of metrological
control. 2011
OIML D20. Initial and subsequent verification of
measuring instruments and processes. 1988
OIML D31 General requirements for software controlled
measuring instruments, 2008
OIML R6 General provisions for gas volume meters
OIML R32 Rotary piston gas meters and turbine gas
meters, 1989
OIML R 46-1 Active electrical energy meters. Part 1:
metrological and technical requirements. 2012
OIML R 46-2. Active electrical energy meters. Part 2:
metrological controls and performance tests. 2012
OIML R 50-1 Continuous totalizing automatic weighing
instruments (belt weighers). Part 1: Metrological and technical requirements.
Edición 2014.
OIML R 50-2 Continuous totalizing automatic weighing
instruments (belt weighers). Part 2: Test procedures. Edición 2014.
OIML R 84. Platinum, copper, and nickel resistance
thermometers (for industrial and commercial use). 2003.
OIML-R-101-1991 Indicating and recording pressure
gauges, and pressure vacuum gauges with elastic sensing elements (ordinary
instruments) de la Organización Internacional de Metrología Legal.
OIML R 111 International Recommendation. Weights of
clases E1, E2, F1, F2, M1, M2, M3.
Programa
de Obras e inversiones del Sector Eléctrico 2007-2016. Subdirección de
Programación. Gerencia de Programación de Sistemas eléctricos. Comisión Federal
de Electricidad.
Pumped storage and potential hydropower from conduits.
US Department of Energy. Report to Congress, Washington, Estados Unidos. Feb.
2015.
Reglamento
de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, noviembre 2012.
Renewable energy market analysis Latin America. IRENA
2016
Resolución
Núm. RES/1838/2016. Resolución de la Comisión Reguladora de Energía por la que
se expiden las Disposiciones Administrativas de Carácter General que contienen
los criterios de eficiencia y establecen la metodología de cálculo para
determinar el porcentaje de Energía Libre de Combustible en fuentes de energía
y procesos de generación de energía eléctrica. DOF 22/12/2016.
Resolución
por la que la Comisión Reguladora de Energía expide las Disposiciones
Administrativas de carácter general que contienen los criterios de eficiencia,
calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema
Eléctrico Nacional: Código de Red, conforme dispone el artículo 12, fracción
XXXVII de la Ley de la Industria Eléctrica. Abril 2016.
Schmidt PF. Fuels Oil Manual. Industrial Press. 2005.
Google Books.
Selección
y dimensionamiento de turbinas hidráulicas para centrales hidroeléctricas.
Héctor García Gutiérrez, Arturo Nava Mastache. División de Ing. Civil y
Geomática. Dep. Ingeniería Hidráulica, UNAM. Abril 2014.
Termodinámica.
Y. Cengel, M. Boles, 7ª. Ed. Mc Graw Hill. 2012
Virmond E., Rocha JD, Moreira RFP, José HJ.
Valorization of agro-industrial solid residues and residues from biofuel
production chains by thermochemical conversion: A review, citing Brazil as a
case study. Brazil Journal of Chemical Engineering. Vol. 30, 2 197-229. (2013).
Vocabulario
Internacional de Metrología. Conceptos fundamentales y generales, y términos
asociados (VIM).JCGM 200. 2008 http://www.tlv.com/global/LA/calculator/steam-table-pressure.html
Xavier
Elías Castells. Tratamiento y Valorización Energética de Residuos. Capítulo Los
residuos como combustibles. Ediciones Díaz.
TÍTULO DECIMOTERCERO
APÉNDICES NORMATIVOS
Apéndice A
(Normativo)
Sistemas de medición de flujo.
A.1 Sobre
la medición del flujo de combustible para determinar la energía del mismo
Se debe medir el total del combustible que ingresa al sistema, cuya
finalidad sea la generación de energía eléctrica y/o la obtención de energía
térmica o calor útil. En el caso de que existan otros consumos de combustible
en la central, adicionales a los del sistema de generación eléctrica, éstos se
deben identificar y descontar del total que ingresó a la central.
El aporte energético y el volumen del combustible suministrado a la
central es registrado y facturado por la empresa encargada de prestar dicho
servicio, en este sentido, debe mantenerse un registro del destino del
combustible y confirmar si su uso es para cogeneración o para la producción de
calor.
El vapor de agua
producido en el esquema de cogeneración eficiente debe ser medido usando
medidores de caudal másico o volumétrico. El caudal másico debe ser medido
mediante medidores tipo Coriolis, mientras que el caudal volumétrico debe ser
medido usando medidores del tipo de presión diferencial (placas de orificio,
toberas o tubos Venturi, Annubar), tipo Vortex, ultrasónicos o turbinas de
álabes rectos. El grado de exactitud de los instrumentos dependerá en gran
medida del diseño, construcción, instalación y operación.
A.2 Valores
máximos de incertidumbre en la medición del flujo de fluidos
En los esquemas de
cogeneración se deben considerar los valores de incertidumbre de medición de la
Tabla A-1 como los valores de incertidumbre máxima permisibles para las
diversas aplicaciones de medición de los fluidos de los combustibles. Dichas
incertidumbres corresponden a valores de flujo, expresados a condiciones base,
y tomando en consideración la contribución de la incertidumbre de medición por
factores como: tecnología de medición, la incertidumbre de las magnitudes de
medida de influencia, la trazabilidad de las mediciones, las condiciones de
instalación, la instrumentación secundaria y reproducibilidad
de largo plazo.
La incertidumbre máxima
de medición de flujo está estimada para un factor de cobertura k = 2, el cual
asegura un intervalo de confianza del 95%.
Tabla A. 1 - Incertidumbre de medición de flujo de fluidos máxima permisible de
acuerdo con las tecnologías de medición aplicables.
Fluidos en el
proceso de cogeneración |
Tecnologías de
medición de flujo aplicables |
Magnitudes de
influencia en la medición de flujo |
Incertidumbre
máxima de medición de flujo ( k = 2) |
|
Combustible |
Gas (gas natural) |
ultrasónico, turbina, placa de orificio, Coriolis |
presión, temperatura, densidada |
2 % |
Líquido (diésel) |
desplazamiento positivo, turbina, Coriolis, tanques de almacenamiento
calibrados |
presión, temperatura, densidadb |
2 % |
|
Agua de alimentación a calderas |
electromagnéticos, turbinas, Coriolis, ultrasónicos |
temperatura, densidadc |
2 % |
|
Vapor producido |
vórtice, Annubar, Venturi, placa de orificio, ultrasónico |
presión, temperatura, densidadd |
3 % |
|
a La
densidad del fluido se puede obtener a partir de un análisis cromatográfico
de la composición del gas natural. b La
densidad del fluido se puede obtener usando hidrómetros de inmersión
calibrados. c La
densidad del fluido se puede obtener mediante mediciones de temperatura junto
con la aplicación de modelos matemáticos como los publicados: IAPWS, Tanaka,
Bettin, Kell, Patterson & Morris. d La
densidad del fluido se puede obtener a partir de las Tablas de vapor
publicadas por ASME o IAPWS. |
En condiciones de saturación, la
calidad del vapor (que relaciona la masa de vapor respecto de la masa total)
producido puede afectar negativamente el desempeño de los medidores de caudal
de vapor, cualquiera que sea el principio de medición de flujo. La aplicación
de factores de corrección es necesaria para limitar los errores de medición,
así como seguir las recomendaciones de los fabricantes para minimizar los
errores de medición de gasto, y de su incertidumbre.
A.3 Condiciones base de medición de flujo de fluidos
La medición de flujo debe realizarse
en unidades de volumen o de masa; cuando las magnitudes de medición se expresan
en volumen. Las condiciones base para el cálculo del volumen a dichas
condiciones son las siguientes:
Temperatura base, Tb = 293.15 K (20 °C)
Presión base, pb = 101.325 kPa.
A.4 Especificaciones metrológicas de los sistemas de medición de flujo
A4.1 Incertidumbre
de medición
La estimación de la incertidumbre de
medición de flujo másico o volumétrico, cantidades de masa o volumen, se debe
realizar de acuerdo con la metodología propuesta por el Comité Conjunto de
Guías en Metrología (JCGM) del Comité Internacional de Pesas y Medidas (CIPM)
en sus documentos JCGM 100: 2008 y/o JCGM 101:2008.
En la estimación de la incertidumbre
de medición deben considerarse, al menos, la contribución de las siguientes
fuentes de incertidumbre de medida:
a) La trazabilidad (calibración) del dispositivo primario
b) Las condiciones de instalación
c) La instrumentación secundaria (presión, temperatura)
d) La calibración, resolución, deriva, variabilidad
e) Las relativas a las propiedades termodinámicas del fluido: la densidad y el poder calorífico
f) Las relativas a la deriva de los instrumentos de medición (por ejemplo, cuando el medidor no fuera re-calibrado dentro de los plazos máximos establecidos en el presente Apéndice).
A4.2 Especificaciones
metrológicas de los sistemas de medición de flujo de combustible
Las especificaciones metrológicas de
los sistemas de medición de flujo se muestran en las Tablas 3, 5 del título
segundo, así como en las Tablas A-2 y A-3 del presente Apéndice. En dichas
Tablas, la repetitividad está expresada como una desviación estándar para k =
1. La incertidumbre de medición de flujo en condiciones base, debe incluir la
contribución de los efectos de instalación y dimensiones del dispositivo
primario.
Tabla A. 2 - Especificaciones
metrológicas para los sistemas
de medición de flujo de vapor en una sola fase.
|
Principios de medición aplicables |
Resolución |
Repetitividad |
Incertidumbre U, k
= 2 |
Dispositivo
primario |
§ Placa de
orificio § Venturi § Toberas § Vortex § Annubar § ultrasónico |
|
0.2 % |
2 % 2 |
Medición
de la presión diferencial |
§ Capacitivo
y transmisor § Resonante
y transmisor § Otros |
1 hPa |
0.2 % |
1.0 % |
Medidor
de temperatura del fluido |
§ Pt-100 y
transmisor § Termopar
y transmisor |
0.5 °C |
0.2 % |
1.0 % |
Medidor
de la presión del fluido |
§ Capacitivo
+ transmisor § Resonante
+ transmisor § Otros |
1 kPa |
0.2 % |
1.0 % |
Medición
de la densidad del fluido |
§ p, T y
Steam Tables § p, T
y IAPWS |
|
|
1.0 % |
Fluctuaciones |
|
|
|
1.0 % |
Incertidumbre de medición de flujo de vapor
en una sola fase |
3 % |
Tabla A. 3 - Especificaciones metrológicas para los
sistemas
de medición de flujo de agua de alimentación a calderas.
|
Principios de medición aplicables |
Resolución |
Repetitividad |
Incertidumbre U, k = 2 |
Dispositivo
primario |
Coriolis Ultrasónico Turbina Electromagnético Vortex |
|
0.1 % |
1 % |
Medidor de
temperatura |
Pt-100 y transmisor Termopar y transmisor |
0.5 °C |
0.1 % |
1.0 % |
Medición de la
densidad |
Por modelo matemático IAPWS Tanaka, Kell, Patterson, Bettin, etc. |
|
|
0.5 % |
Fluctuaciones |
|
|
|
0.5 % |
Incertidumbre de medición del flujo de agua de alimentación |
2 % |
A.5 Requisitos generales sobre
los sistemas de medición
La selección, instalación, operación y
mantenimiento de los sistemas de medición deben planificarse de conformidad con
la regulación y normas vigentes reconocidas en la industria e incorporar, entre
otros, los rubros siguientes:
a) Poseer la capacidad adecuada para operar en los intervalos de medida de las magnitudes especificadas para los fluidos sujetos a medición, así como cumplir con las Especificaciones metrológicas a que se hace referencia en diversos puntos de este PROY-NOM, que incluyen la repetitividad, linealidad e incertidumbres de medida requerida, así como la trazabilidad metrológica apropiada.
b) Diseñar y construir la estación de medición de forma tal que la instalación y desinstalación de los instrumentos de medición (primarios y secundarios) sea expedita; con la finalidad de que cuando sea necesario realizar operaciones de mantenimiento un equipo de reemplazo pueda ser instalado fácilmente.
c) Estar dotados de sistemas inalámbricos cuando se demuestre, en su caso, que su funcionamiento es igual o superior a los sistemas cableados, desde el punto de vista de su integridad en la transmisión de la señal.
d) Ofrecer la posibilidad de instalar acondicionadores de flujo en caso de ser requeridos.
e) Estar instalados de acuerdo con lo establecido en el presente PROY-NOM y siguiendo las recomendaciones del fabricante, de modo que los componentes sujetos a mantenimiento, inspección o calibración, incluyendo válvulas, que sean accesibles y garanticen las condiciones apropiadas y seguras para la operación, mantenimiento, inspección y calibración de los sistemas de medición.
A5.1 Calibración
Los dispositivos primarios,
secundarios y terciarios de medición deben ser calibrados antes de iniciar las
operaciones de la Central Eléctrica. La calibración debe ser ejecutada por un
laboratorio acreditado cuyos patrones de referencia sean trazables a patrones
nacionales de medida en términos de la LFMN.
Nota: Esta
obligación no aplica para los dispositivos primarios que están sujetos a
verificación de conformidad (medidores de caudal tipo presión diferencial).
La calibración de todos los patrones y
los instrumentos de medida debe llevarse a cabo de manera sistemática y
periódica, con el fin de que sus resultados sean metrológicamente trazables a
los patrones nacionales correspondientes. Estas calibraciones deben ser
realizadas por laboratorios acreditados y aprobados en términos de la LFMN y lo
dispuesto en este PROY-NOM.
Durante las calibraciones de los
patrones e instrumentos de medición realizada por los laboratorios de
calibración acreditados, deben considerar que el desempeño del instrumento bajo
calibración se encuentre dentro de las especificaciones indicadas en los
Apéndices de este PROY-NOM, sin perjuicio de lo indicado en el párrafo
inmediato anterior. La calibración de los dispositivos primarios, secundarios y
terciarios debe realizarse en un laboratorio de calibración acreditado, o bien,
directamente en el sitio donde se encuentran instalados.
Si la calibración del medidor de flujo
se realiza en un laboratorio de calibración acreditado, entonces deben tomarse
las medidas para asegurar que, durante el proceso de calibración, el perfil de
velocidades del fluido en el punto donde se encuentre el medidor bajo
calibración, sea representativo del perfil de velocidades que tendrá el fluido
en el medidor durante su operación en las instalaciones de la Central
Eléctrica. Es recomendable, que cuando el medidor de flujo deba ser calibrado
en un laboratorio, los tramos de tubería adyacente también sean enviados. Este
punto es aplicable a los sistemas de medición de caudal que son sensibles al
perfil de velocidades, por ejemplo: turbinas, ultrasónicos, electromagnéticos,
placa de orificio, etc.
La calibración de los instrumentos de
medición de fluido, debe realizarse con un fluido de viscosidad y densidad
similares al fluido que va a medirse. Cuando esto no es viable, se recomienda
determinar la respuesta del medidor en términos del número adimensional de
Reynolds y con un fluido en el mismo estado (líquido o gaseoso), con el cual va
a operar, de acuerdo con la ecuación A.1.
|
(A.1) |
donde:
Cuando el sistema de medición se retire del sitio en el que se encuentra
la instalación para su calibración, ésta se tiene que ejecutar con una
configuración similar en la instalación, en la cual estará operando. La
configuración utilizada durante la calibración debe ser documentada. Todo
sistema de medición debe ser calibrado (dispositivos primarios y secundarios de
medición) y los errores de medición manifestados en los certificados de
calibración deben ser corregidos mediante métodos que puedan ser auditados y
rastreados.
Durante la
calibración del sistema de medición de caudal se deben utilizar los valores que
se encuentran en la configuración del elemento terciario (computador de flujo)
y estos valores utilizados deben ser enunciados en el certificado de
calibración, así como la configuración del procesador del elemento primario
(este punto es aplicable en los medidores tipo ultrasónicos y tipo Coriolis, y
de manera parcial para los medidores tipo turbina, tipo presión diferencial y
tipo desplazamiento positivo).
El medidor de flujo
debe calibrarse dentro del intervalo de medición del flujo previsto, con el que
operará normalmente. El medidor debe calibrarse al menos en cuatro flujos
distintos, espaciados uniformemente dentro del intervalo prestablecido (por
ejemplo: al 100 %, 70 %, 40 % y 10 % del valor de flujo máximo). Se permite la
interpolación para estimar los factores de corrección aplicables en aquellos
caudales no cubiertos durante la calibración.
A5.2 Variaciones
en las magnitudes de medición de influencia.
La incertidumbre de
medición de caudal o de la cantidad total de masa o volumen del fluido, debe
considerar el impacto que produce la variación de las condiciones de operación
cuando en el sistema se usan valores fijos para el cálculo de algunas
magnitudes de medición. Por ejemplo, si la densidad del fluido se estima a
partir de valores fijos de presión y temperatura, se debe cuantificar la
contribución a la incertidumbre de medición del fluido debido a las variaciones
que se observan en estas magnitudes de medición.
Una forma de incluir
las variaciones mencionadas en el párrafo anterior, es mediante la medición
temporal de las variaciones de presión y temperatura del fluido; de los valores
medidos se estiman las variaciones de densidad y de poder calorífico para
determinar la cantidad de energía del combustible.
A5.3 Instalación
del medidor primario.
Los sistemas primarios
de medición deben ser instalados siguiendo las recomendaciones del fabricante.
A5.4 Medidores
de flujo sensibles al perfil de velocidades.
Los sistemas de
medición deben diseñarse y construirse de forma que, aun con la posible
presencia de válvulas, codos, y otros accesorios, aguas arriba y aguas abajo
del elemento primario de medición, se cumpla con los requisitos de longitud de
tubería recta indicados por el fabricante.
Las secciones de
tubería recta, aguas arriba y aguas abajo del medidor, deben fabricarse e
instalarse de forma que proporcionen un perfil de velocidad homogéneo que tenga
un impacto mínimo en la incertidumbre del medidor. Para ello debe consultarse
al fabricante del medidor sobre la longitud de tubería recta que requiere dicho
medidor.
A5.5 Medidores
de flujo no sensibles al perfil de velocidades.
Los sistemas de
medición que no muestran un cambio significativo con perfiles de velocidades
distorsionados, como los medidores tipo Coriolis, de desplazamiento positivo,
etc., no resulta necesario utilizar acondicionadores de flujo. Sin embargo, los
que son sensibles a la instalación (por ejemplo: placas de orificio,
ultrasónicos, electromagnéticos, turbinas o tipo Vortex) y se encuentran
sujetos a esfuerzos mecánicos, instalados en posición vertical, deben seguir
siempre las recomendaciones proporcionadas por el fabricante.
La repetitividad está
expresada como una desviación estándar de k = 1. La incertidumbre de medición
de flujo debe incluir las contribuciones por efectos de instalación y
dimensiones del elemento primario.
A5.6 Acondicionadores
de flujo.
Cuando se utilicen
acondicionadores de flujo en el sistema de medición, tanto el tipo, la
ubicación y diseño de estos accesorios deben prever la instalación de puertos
de inspección instalados en las bridas que dan soporte al acondicionador de
flujo; esta práctica debe formar parte del programa preventivo de mantenimiento
que se realice en el sitio.
El modelo del
acondicionador de flujo debe contar con lo indicado en la norma de referencia
empleada, por ejemplo: el anexo de la norma ISO 5167-1:2003, el Apéndice 2-D de
la norma API MPMS 14.3.2, etc. y debe atender la ubicación en la instalación
indicada por el fabricante del dispositivo.
En la Figura A. 1 se muestra un esquema típico de instalación
de un sistema de medición de gasto, de acuerdo con las recomendaciones típicas
establecidas en el Manual de Mediciones de Petróleo del American Petroleum
Institute (API MPMS). El sistema incluye: 1. Válvula de seccionamiento; 2.
Filtro y eliminador; 3. Acondicionador de flujo; 4. Turbina; 5. Sensor de
temperatura; 6. Válvula de control de flujo; 7. Válvula de no retorno; y 8.
Unidad de control (no incluida en la Figura A. 1).
Figura A. 1 - Diagrama esquemático
de la instalación de medición
usando una turbina como dispositivo primario de medición.
A5.7 Pruebas pre-operativas.
Una vez instalado el sistema de medición, se debe verificar, registrar y
evidenciar que los sistemas de medición del esquema de generación cumplen con
lo establecido en el presente PROY-NOM.
A.6 Contribución a la incertidumbre de
medición de flujo asociada con el incumplimiento de los programas de
calibración.
A6.1 Dispositivos primarios.
Los dispositivos primarios (placa de orificio, tubo Venturi, tobera,
medidor ultrasónico, etc.) están sujetos a variaciones en su desempeño por
diversas circunstancias; por ejemplo: el desgaste, la acumulación de suciedad,
etc. La deriva de las propiedades metrológicas, entre otras circunstancias, de
los instrumentos, hace necesaria su re-calibración. Si la Central Eléctrica no
cumple con los requisitos de re-calibración de los dispositivos primarios
entonces la incertidumbre adicional que debe atribuírsele es la que se registra
en la Tabla A. 4 y Tabla A. 5.
Tabla A. 4 - Incertidumbre
adicional por incumplimiento en los
programas de calibración de los dispositivos primarios
Tiempo
transcurrido después de la última calibración, t |
Valor de
incertidumbre adicional, UI % |
t/años 3 |
0 |
(3 t/años 5) |
3.0 |
(5 t/años 7) |
7.0 |
t/años
> 7 |
10.0 |
A6.2 Dispositivos secundarios.
Los sensores de medición están sujetos a variaciones en su desempeño
como el tiempo. La deriva de las propiedades metrológicas de los instrumentos
hace necesaria su re-calibración. Si la Central Eléctrica no cumple con los
requisitos de re-calibración de los dispositivos secundarios (temperatura y
presión) entonces la incertidumbre adicional que debe atribuírsele es la que se
presenta en la Tabla A. 4. Esta
componente adicional de incertidumbre debe ser considerada como una fuente de
incertidumbre adicional en los cálculos de incertidumbre de medición de flujo.
Tabla A. 5
- Incertidumbre de medición adicional por incumplimiento
en los programas de calibración de dispositivos secundarios.
Tiempo
transcurrido después de la última calibración, t |
Valor de
incertidumbre adicional, UI % |
t/años 2 |
0 |
(2 t/años 3) |
2.0 |
(3 t/años 5) |
4.0 |
t/años > 5 |
10.0 |
A.7 Tecnologías de medición: Sistemas
de medición de caudal tipo presión diferencial
A7.1 Consideraciones generales
El diseño, instalación y operación de los sistemas de medición de caudal
tipo presión diferencial deben apegarse a lo establecido en las normas ISO
5167, API MPMS 14.3.2, ASME PTC 19.5 y ASME
MFC-3M-2017. Son considerados sistemas de medición de caudal tipo presión
diferencial, aquellos medidores cuyo principio de medición sea originado por
una diferencia de presión generada por la geometría del elemento primario del
sistema; ejemplos de este tipo son: placa de orificio, tobera subsónica, tubo
Venturi y medidor tipo cono.
La trazabilidad de los resultados puede ser obtenida por dos medios: el
primero se obtiene por calibración utilizando un patrón de referencia y el
segundo a través de una certificación de conformidad respecto del cumplimiento
del presente PROY-NOM. En el caso particular del medidor tipo cono (V-cone), la
incertidumbre asociada al coeficiente de descarga declarada en la norma ISO
5167-5:2016 es 5 % (cuando se tiene el mejor cumplimiento de todas las
especificaciones indicadas en la norma). Así, para los propósitos de este
PROY-NOM, el medidor tipo cono debe ser calibrado contra un patrón de
referencia de medición de gasto, con el propósito de obtener un valor de
incertidumbre en las mediciones de gasto, masa o volumen del orden del 1%. Los
medidores no incluidos en la norma ISO 5167-5:2016, deben asegurar su
trazabilidad por medio de su calibración utilizando como referencia un sistema
de medición de gasto.
La trazabilidad del resultado de
medición de caudal o cantidad de fluido se concretará cuando los elementos
primario, secundario y terciario se encuentre en condiciones metrológicas
adecuadas.
La instalación de los sensores de
presión deben apegarse a las recomendaciones de la norma ISO 2186 y a las
recomendaciones indicadas por el fabricante para garantizar un buen desempeño
del sistema de medición; este aspecto es particularmente importante para el
caso de la medición de vapor, aplicación para la cual es necesario seguir las
recomendaciones antes señaladas para el diseño y localización de las tomas de
presión y de la tubería de conexión hacia los transmisores de presión y presión
diferencial.
Para la selección e instalación del
sensor de temperatura, se debe considerar lo indicado en la norma
ISO 9464; además de las recomendaciones proporcionadas por el fabricante.
A7.2 Diagnóstico
y control con las presiones a través del elemento primario
La medición de presión adicional en
algún punto aguas abajo del sistema de medición donde se haya recuperado la
presión permite al operador del sistema de medición detectar desviaciones de
las condiciones normales de operación y puede adoptarse como una medida de
alerta y mantenimiento preventivo del sistema de medición. Se debe tener la
instalación de un puerto adicional para medir esta presión en la fase de
diseño, ya que resulta práctico y significa ventajas relevantes en las etapas
operativas y de mantenimiento futuras del sistema de medición.
A7.3 Pruebas
pre-operativas
En estas pruebas deben aplicar la
inspección de la calidad superficial de elemento primario de medición, así como
las especificaciones geométricas y dimensionales; esta información será
utilizada para conocer el deterioro que pueda sufrir el sistema de medición con
el tiempo y que afectarán la incertidumbre de medición del elemento primario.
A7.4 Inspección
del elemento primario
Como medida preventiva durante el
proceso de arranque, si se considera que hay riesgo latente por la presencia de
materiales extraños, partículas o residuos metálicos, derivados del proceso de
fabricación; el proceso de arranque debe ser de tal forma que se evite
cualquier daño al acabado y dimensiones precisas del elemento primario de
medición.
Debe prepararse un programa de
inspección del sistema de medición con el detalle de las actividades que se
prevean realizar para mantenerlo en óptimas condiciones. Se debe implementar
una estrategia y programa de mantenimiento basado en el control del estado que
guarda la operación del sistema de medición.
Debe tenerse presente que aun cuando
se implemente un programa de mantenimiento, como el mencionado en el párrafo
que precede, la central debe tener presente que, para aislar el elemento
primario de medición para los casos en que se requiera removerlo,
inspeccionarlo y repararlo en caso que el sistema de diagnóstico, indique que
hay daño o contaminación.
Al inicio de la puesta en operación de
un sistema de medición se debe implementar un programa de inspección como
sigue:
a) Para sistemas de medición que cuenten con un dispositivo mecánico que permita extraer e introducir parte del elemento primario (por ejemplo, placa de orificio), sin detener el paso del fluido por el sistema de medición, dicho equipo debe cubrir el siguiente esquema de inspección:
1) Dos inspecciones de la placa a intervalos trimestrales.
2) Una inspección anual.
b) Si el sistema de medición no cuenta con dispositivos para remover el elemento primario sin interrumpir el flujo a través del tren de medición, entonces el esquema de inspección a seguir debe ser atendido como sigue:
1) Dos inspecciones del elemento primario a intervalos de seis meses.
2) Una inspección anual.
Los resultados de las mediciones
dimensionales se deben comparar con los resultados iniciales o con las
especificaciones del equipo (según como se obtenga la trazabilidad de los
resultados de medición; si ésta es obtenida por alguna de las formas permitidas
en las generalidades, considerando la capacidad de la central eléctrica, los
parámetros deben atender a lo establecido en el presente PROY-NOM) valorando el
deterioro y proponiendo periodos de calibración o verificación de la
conformidad.
Cuando se
encuentre que el elemento primario está contaminado o dañado, se deben corregir
los daños o reemplazarlo, en caso de que así lo requiera. En el último caso, se
debe realizar lo indicado en el numeral anterior el cual hace mención al inicio
de la puesta de operación. Si hay historial previo de contaminación o daño, se
debe implementar una inspección minuciosa del sistema de medición.
Los aspectos
relevantes de la inspección en campo incluyen:
a) La orientación correcta del sistema de medición.
b) La calidad superficial del elemento primario.
c) Cuando los resultados del sistema de medición cuentan con trazabilidad por Verificación de la conformidad, entonces el sistema de medición debe cumplir con las especificaciones establecidas en el presente PROY-NOM. Cuando la trazabilidad es obtenida por calibración, se compararán las desviaciones de los parámetros dimensionales con su historial para evaluar su deterioro y posible recalibración.
d) Se debe Inspeccionar que el sistema de medición esté libre de depósitos, grasas o cualquier sustancia que esté contaminando la calidad superficial del elemento primario de medición.
A7.5 Placa de orificio.
Cuando existe
daño al filo del borde del orificio en la cara aguas arriba y presenta una
incertidumbre mayor a la establecida, el equipo debe maquinarse y calibrarse
antes de volver a usarse o debe reemplazarse la placa de orificio por otra que
permita alcanzar la certidumbre establecida en el presente PROY-NOM.
Cuando los
depósitos, contaminación o daño a la placa de orificio son frecuentes en el
tubo de medición, se debe revisar al interior de dicho tubo de medición cuando
menos dos diámetros aguas arriba de la placa de orificio, así como al estado
que presenten las tomas de presión diferencial, al igual que revisar que no
se encuentre obstruidas las tomas y la tubería por donde se conduce la señal de
presión hasta el sensor
de presión.
El modelo
matemático empleado para la estimación de la cantidad de fluido considera que
el proceso de medición es isotérmico, si el fluido se encuentra cerca del punto
de rocío o se requiere una medición con mejor exactitud, es necesario estimar
el decremento de la temperatura como resultado de la expansión del fluido
cuando pasa por la placa de orificio o por otro dispositivo primario del tipo
de presión diferencial. Para realizar la corrección se recomienda el uso del
Coeficiente de Joule Thomson; para su estimación y el cálculo de su
incertidumbre asociada se recomienda adoptar el modelo matemático de la norma
ISO 5167-1:2003 y/o la norma ISO/TR 9464:2008.
La incertidumbre
de medición de gasto cuando se usa una placa de orificio debe estimarse de
forma práctica usando la expresión recomendada en ISO 5167-1:2003, mostrada en
la ecuación A. 2:
|
(A.2) |
Los valores de
incertidumbre relativa relacionados con el coeficiente de descarga δC/C, y del coeficiente de
expansibilidad δɛ/ɛ, se obtienen del contenido en la norma ISO
5167-2:2003. En ocasiones, dependiendo de las condiciones de instalación del
sistema de medición, es necesario sumar aritméticamente los valores de
incertidumbre de medición debidas a condiciones de instalación insuficientes;
típicamente, estas contribuciones adicionales pueden ser de 0.5 %.
Los valores de
incertidumbre relativa correspondientes a los diámetros d y D deben obtenerse
del certificado de evaluación de conformidad de la placa de orificio y de las
tuberías adyacentes. La incertidumbre relativa correspondiente a la densidad
del fluido debe obtenerse a partir de mediciones de densidad, o bien, a partir
de la aplicación de la ecuación de estado de acuerdo con el reporte AGA R8 para
gas.
A.8 Tecnologías de medición: medidores tipo
presión diferencial.
A8.1 Tubos Venturi.
Los tubos Venturi
empleados para la medición del vapor producido o del vapor de entrada
proveniente de alguna fuente externa, deben cumplir con diseño, construcción,
instalación y operación en tres modalidades definidas en la norma ISO
5167-4:2005. Asimismo, la misma norma establece valores constantes para el
coeficiente de descarga de un tubo Venturi, en sus tres variantes de diseño (de
fundición, de sección convergente maquinada y tubo Venturi soldado).
Respecto de la trazabilidad de la
medición de flujo, el tubo Venturi debe emplearse si ha sido objeto de una
calibración contra un patrón de medición de flujo, o bien, si ha sido
certificada su conformidad respecto de la norma de referencia ISO 5167-4:2003.
A8.2 Toberas
Venturi.
Las toberas tipo Venturi, ISA 1932 y
las toberas de radio largo deben ser empleados para la medición del vapor
producido o del vapor de entrada proveniente de alguna fuente externa. El
diseño, construcción, instalación y operación de las toberas (en sus tres
modalidades) se define en la norma ISO 5167-3:2005. La norma ISO 5167-3
recomienda las expresiones para calcular el coeficiente de descarga de una
tobera, en sus tres variantes de diseño (ISA 1932, radio largo y tobera
Venturi).
Respecto de la trazabilidad de la
medición de flujo, las toberas Venturi deben emplearse si ha sido objeto de una
calibración contra un patrón de medición de gasto, o bien si ha sido
certificada su conformidad respecto de la norma de referencia ISO 5167-3:2003.
A8.3 Medidor
tipo V-cone.
Una deflexión de la línea de centros
del cono por debajo de 1° es suficiente para encontrar incertidumbre en la
lectura superiores al 0.4 % y un cambio de 2° causa en el sistema de medición
una incertidumbre de lectura superior al 1.2 %. Durante la revisión periódica
del elemento tipo cono, debe verificarse que no existan desviaciones en la
excentricidad del elemento tipo cono, si existe evidencia de una desviación igual
o mayor a 1°, entonces el sistema de medición debe ser re-calibrado.
El elemento cónico debe de permanecer
firme, sin mostrar movimiento cuando se encuentra posicionado en el interior de
la tubería. Las secciones rectas de tubería aguas arriba y abajo del medidor
deben cumplir con lo establecido en el presente PROY-NOM y seguir las
recomendaciones emitidas por el fabricante para garantizar el menor impacto
posible en el funcionamiento y/o en la incertidumbre global del sistema. La
norma ISO 5167-5:2016 contiene la información relacionada con el diseño,
instalación y operación del medidor tipo V-cone;
A.9 Sistema de medición de caudal tipo ultrasónico
A9.1 Generalidades.
Los medidores tipo ultrasónicos deben
emplearse para la medición de fluidos en una sola fase; estén en estado líquido
o gaseoso. Pueden ser de montaje interno o de montaje externo (clamp-on). Los medidores por el
principio de ultrasonido deben ser empleados para resolver problemas de
medición; mientras que los esquemas de cogeneración deben emplearse para medir
consumo de combustibles (usando por ejemplo medidores de varias trayectorias),
consumo de agua de alimentación a calderas (usando sensores ultrasónicos de
montaje externo), producción de vapor, o gasto de gases de combustión.
En cualquiera de las aplicaciones
citadas en los párrafos anteriores, los medidores ultrasónicos deben calibrarse
contra un patrón de referencia de gasto, cuyos resultados de calibración sean
trazables a patrones nacionales, según lo dispuesto en la LFMN. Los medidores
ultrasónicos de montaje externo (tipo clamp-on)
deben ser calibrados usando la sección de tubería sobre la cual estarán
instalados; esta forma de calibración limitará el crecimiento de la
incertidumbre de medición; en comparación con aquellos casos en los cuales los
sensores se monten sobre tuberías de cualquier material y tamaño.
Los medidores ultrasónicos de
múltiples trayectorias poseen la cualidad de integrar las mediciones de
velocidad de las diversas trayectorias de la señal ultrasónica para lograr una
mejor estimación de la velocidad promedio del fluido a través del medidor; sin
embargo, el mal funcionamiento de alguno de los transductores puede implicar
pérdidas de información y subsecuentemente un incremento en la incertidumbre de
las mediciones. Por esta razón, es indispensable que en la Central Eléctrica se
mantenga siempre disponible al menos un transductor en reserva para posibles reemplazos.
La velocidad del sonido del gas medido
en cada una de las trayectorias de sonido del medidor ultrasónico puede
compararse con el valor obtenido mediante el cálculo teórico de la velocidad
del sonido, a partir de las mediciones de la composición del gas (con un
cromatógrafo en línea), la temperatura y presión del gas. La experiencia en la
industria muestra que una diferencia mayor que 0.21 % entre el valor medido de
la velocidad del sonido del gas y el obtenido mediante el cálculo teórico puede
ser indicativo de errores en la medición de la temperatura y/o presión, en la
operación del cromatógrafo o en la operación del medidor ultrasónico de flujo.
Cuando la diferencia entre estos dos valores de la velocidad del sonido es
menor que 0.21 %, se asumirá que los elementos del sistema de medición producen
mediciones consistentes de velocidad del sonido, sin embargo, debe verificarse
el cumplimiento del presente PROY-NOM.
La incertidumbre de medición de la
calibración de un medidor ultrasónico puede variar desde 0.2 % hasta valores
cercanos a 1 %, dependiendo del diseño y cantidad de trayectorias de sonido. Si
la incertidumbre propia de la calibración del medidor ultrasónico es menor o
igual que 1 %, entonces es factible que las mediciones en campo de gasto másico
o volumétrico, a condiciones de referencia, puedan alcanzar valores de
incertidumbre expandida menores o iguales que 2 %.
A9.2 Cuidados
durante la instalación.
El sistema de medición debe disponer
de válvulas para aislar el medidor adecuadamente, de tal forma que pueda
removerse sin necesidad de parar el flujo del fluido hacia los sistemas de
generación. Debe también considerarse la situación en la que el medidor
requiera ser removido si alguno de sus componentes falla o requiere ser
recalibrarlo.
La estación de medición no debe
ubicarse en un sitio sujeto a vibraciones externas o a niveles de ruido que puedan
interferir con su funcionamiento. Las secciones rectas de tubería aguas arriba
y abajo del medidor deben seleccionarse, fabricarse e instalarse para
garantizar el menor impacto posible en el funcionamiento o en la incertidumbre
global del sistema. En caso de utilizar acondicionadores de flujo, tanto el
diseño como la ubicación en el sistema de medición deben ser consultados con el
fabricante del medidor.
A9.3 Perfil
del flujo.
Debe asegurarse que el perfil del
flujo, durante el proceso de calibración del medidor concuerde, lo más posible,
con el perfil del flujo observado en el sistema donde va a operar. Si se decide
instalar un acondicionador de flujo con el medidor, éste debe calibrarse con el
mismo diseño de acondicionador y la misma configuración.
A9.4 Calibración
del medidor.
El medidor ultrasónico debe calibrarse
antes de ser instalado, lo cual debe realizarse en una instalación o
laboratorio acreditado para llevar a cabo el proceso completo. Los resultados
de medida de los patrones usados durante la calibración deben ser trazables a
patrones nacionales o internacionales que gocen de reconocimiento
internacional, de acuerdo con el marco del ARM del CIPM.
Se evitará la limpieza inicial de los
medidores ultrasónicos durante los primeros seis meses de su operación
permitiendo que el medidor se adapte a las condiciones de operación y
propiedades del fluido. Por lo anterior, los medidores deben calibrarse a
partir del estado en que se encuentran, de tal forma que cualquier desviación
registrada, con relación a la calibración previa, esté documentada. Cualquier
alteración en las condiciones superficiales de la pared interna del medidor
puede ocasionar errores de medición significativos.
En cada proceso de calibración se debe
registrar la información siguiente:
a) Los números de serie y declaración de trazabilidad de los resultados de medida del(los) medidor(es) de referencia usado(s) en la calibración.
b) Esquemas y detalle de la configuración de la tubería y válvulas utilizadas entre el medidor de referencia y el medidor que se esté calibrando, así como tipo y ubicación de los cambios de dirección y de diámetros en la tubería, entre otros.
c) La ubicación y tipo de los acondicionadores de flujo en la línea de prueba.
d) Las propiedades termodinámicas del fluido usado durante la calibración.
e) Las condiciones de presión y temperatura a que se sometió el medidor durante la calibración.
f) La incertidumbre expandida, correspondiente al factor K o al factor de corrección FM.
g) Cómo se encuentra la configuración del medidor antes de la calibración (as found) y cómo se entrega después de la calibración (as left).
h) Además de cubrir con todos los puntos indicados en la norma NMX-EC-17025-IMNC-2006.
Esta información debe conservarse,
cuando menos, por dos años y estar disponible de conformidad con lo establecido
en el título octavo del presente PROY-NOM.
A9.5 Cambio
del transductor
El cambio de los transductores y
detectores o, en general, de los componentes electrónicos del sistema de
medición implica la re-calibración del medidor, a menos que el efecto de los
dispositivos electrónicos haya sido cuantificado específicamente y no se hayan
tenido afectaciones. La Central Eléctrica debe mantener disponibles todos los
registros que evidencien que el medidor no ha sufrido afectaciones con los
cambios de cualquier componente del medidor de flujo, en su caso, cuando haya
tomado la decisión de no recalibrar
el medidor.
Los detectores y transductores
ultrasónicos requieren una presión mínima para lograr un adecuado acoplamiento
acústico, por lo que la Central Eléctrica debe asegurarse de consultar y acatar
las recomendaciones del fabricante. Se debe la implementar un programa de
mantenimiento y análisis del sistema de medición con base en la detección de
sesgos de medida, relación señal a ruido y análisis de la velocidad del sonido.
A9.6 Estrategia
en la implementación del programa de mantenimiento.
La Central Eléctrica debe elaborar un
plan de mantenimiento que considere la metodología y frecuencia con la que
deben ejecutarse las pruebas de diagnóstico, así como la definición de las
medidas que se implementarán en caso que los parámetros de diagnóstico salgan
frecuentemente fuera de los rangos prestablecidos. Del análisis de esta
información, debe poder establecerse las necesidades de re-calibración.
A.10 Tecnologías de medición: sistema de medición de caudal tipo másico
(Coriolis).
A10.1 Consideraciones
generales.
Los medidores másicos que funcionan
según el principio de Coriolis deben ser empleados para la medición de flujo
másico de líquidos, y de gases a alta presión; también deben ser empleados para
medir flujo volumétrico o bien cantidades de masa y/o volumen; debido a que los
medidores Coriolis miden en forma directa el flujo másico, entonces no es
necesario realizar correcciones por presión o por temperatura para conocer la
cantidad en masa que ha fluido a través del medidor. Las correcciones que se
realizan en los medidores Coriolis están relacionadas con las variaciones que
pueda sufrir el módulo de elasticidad del medidor, estas correcciones son
ejecutadas en el transmisor del medidor.
Los medidores Coriolis deben ser
calibrados antes de su instalación, en un laboratorio acreditado, que cuente
con patrones de referencia cuyos resultados de medición sean trazables a los
patrones nacionales en todo el intervalo de medición del medidor Coriolis.
Cuando dichos medidores son utilizados para medir flujo másico o cantidad de
masa, entonces deben ser calibrados con agua y ser usados en forma posterior
para medir otros fluidos.
Un medidor Coriolis calibrado en modo
de medición de masa puede ser usado para estimar el volumen, siempre y cuando
el equipo haya sido también calibrado en modo de densidad, en un intervalo
amplio de valores de densidad. A partir de las mediciones de masa y densidad,
el volumen puede ser calculado (por ejemplo, en un computador de flujo), usando
los valores corregidos de masa y densidad enviados por el transmisor del
medidor Coriolis.
La incertidumbre de medición de gasto
másico de fluidos líquidos usando un medidor de flujo másico tipo Coriolis
puede alcanzar niveles tan bajos como 0.05 %, usando los medidores de mejor
clase de exactitud; sin embargo, existen opciones en el mercado que pueden
medir gasto másico con incertidumbre mejores o iguales que 1 % (valor expresado
con probabilidad de cobertura del orden de 95 %).
A10.2 Instalación
del medidor.
El comportamiento de un medidor
Coriolis no es afectado por el perfil del flujo en el medidor, de tal forma que
la configuración de la tubería aguas arriba y aguas abajo del medidor es menos
relevante que con otro tipo de medidores. De cualquier forma, se debe evitar
cualquier perturbación del flujo con objeto de realizar mediciones con el nivel
de incertidumbre adecuado, razón por lo cual, se deben atender las
recomendaciones de instalación del fabricante y lo establecido en el presente
PROY-NOM.
La caída de presión a través de un
medidor Coriolis es relativamente elevada. Con objeto de minimizar la
evaporación súbita de los hidrocarburos ligeros –y la subsecuente degradación
en el comportamiento del medidor– presentes en el producto, debe ponerse
especial atención en el diseño del sistema de medición con objeto de que a su
paso por el medidor el líquido se mantenga arriba de la presión del vapor. Las
válvulas de control de flujo instaladas en serie con el medidor deben colocarse
aguas abajo de éste.
Adicionalmente, el medidor no debe
estar sujeto a esfuerzos mecánicos y debe anclarse firmemente para evitar que
las vibraciones de la instalación induzcan errores adicionales en la medición.
Debe consultarse a los fabricantes del equipo para obtener información puntual
sobre una instalación o condiciones operativas específicas.
A10.3 Ajuste
inicial del medidor
De inicio, debe realizarse un ajuste
de reconocimiento de flujo cero. Para ejecutarse deben seguirse minuciosamente
las recomendaciones del fabricante. Todo el sistema debe llenarse con el fluido
de trabajo y llevarlo a las condiciones normales de operación en presión y
temperatura; una vez alcanzadas estas condiciones, es necesario cerrar
herméticamente la válvula de seccionamiento instalada aguas abajo del medidor,
con la finalidad de establecer una condición de flujo nulo a través del
sistema. El medidor debe estar sujeto a un programa de reconocimiento de flujo
cero de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. La Central Eléctrica
debe contar con registro de los resultados de este procedimiento.
A10.4 Requisitos de calibración y verificación
El programa de calibración y
verificación tiene un papel relevante y debe considerarse en la fase de diseño
del sistema de medición y ser retroalimentado con los datos obtenidos durante
el mantenimiento, calibración y/o verificación.
Hay tres formas de implementar un
programa de verificaciones para los medidores Coriolis:
a) Mediante un patrón de referencia en sitio
b) Retiro y re-calibración periódicos.
Nota: todo instrumento utilizado como referencia debe estar calibrado y cumplir con lo establecido en el presente PROY-NOM.
c) El uso de un patrón de referencia para verificar en forma periódica el comportamiento de un medidor.
Para implementar el procedimiento
correcto tratándose de medidores Coriolis se debe consultar el
ISO 17090:2015 y/o AGA Report No. 6: 2013. El instrumento de referencia debe
calibrarse antes de ser usado para la verificación de otros medidores. La
calibración debe ser ejecutada por un laboratorio acreditado. Los resultados de
la calibración deber ser trazables a las unidades base del Sistema
Internacional de Unidades, en los términos de la LFMN.
Para evitar posibles errores
sistemáticos, será necesario re-calibrar el medidor Coriolis. Cuando la
instalación cuente con los arreglos de calibración para el medidor de
referencia, la calibración podrá realizarse en sitio (condición deseable).
Cuando se prefiera el retiro y la
re-calibración del medidor en forma periódica, el intervalo entre calibraciones
sucesivas debe apegarse a lo establecido en este PROY-NOM. También puede
recurrirse al uso de diagnósticos de desempeño del medidor para determinar el intervalo
entre calibraciones. La ejecución de dichos diagnósticos puede servir para
identificar la ocurrencia de errores sistemáticos, que pongan
de manifiesto la necesidad de recalibrar al medidor.
Algunos medidores pueden requerir de
una interpolación lineal de los resultados de medición, principalmente cuando
operen a bajos caudales, cerca del límite inferior del intervalo de medición
previsto. Dicha interpolación debe realizarse mediante el computador de flujo.
A10.5 Sistemas
de medición de caudal tipo turbina.
Los medidores tipo turbina pueden ser
empleados en los esquemas de consumo de combustibles. Existen diseños
específicos para medición de fluidos en estado gaseoso, y también los hay para
medición de combustibles líquidos. Cualquiera que sea la aplicación de medición
con una turbina, estos equipos deben ser calibrados contra un patrón de
referencia de medición de flujo; de preferencia, usando un fluido de
características parecidas a aquél que se usará en el proceso de generación
eléctrica.
La incertidumbre de medición de flujo
(a condiciones de operación) que puede lograrse con turbinas puede ser tan bajo
como 0.06 % cuando se calibra contra algún sistema de referencia de tipo
primario; y cuando sus cualidades de repetitividad sean del orden de 0.02 %,
especificaciones típicas para los procesos de transferencia de custodia. Sin
embargo, existen en el mercado equipos que pueden medir el flujo con
incertidumbres menores o iguales que 1 % del valor medido.
El sistema de medición tipo turbina
debe apegarse al desempeño indicado en las normas AGA Report
No. 7, ISO 9951:2007, ISO 2715:2017, API MPMS 5.3-2005 y OIML R32, según
aplique por el estado de agregación del fluido.
Los sistemas de medición tipo turbina
son sensibles al perfil de velocidades del fluido. Desde el diseño de la
Central de Eléctrica debe apegarse a las recomendaciones dadas por el
fabricante para su instalación.
Es indispensable que el fluido que
será medido sea homogéneo y se encuentre en una sola fase. La Central Eléctrica
debe contar con un programa de mantenimiento al filtro ubicado a la entrada del
sistema de medición y contar con el registro de las condiciones del filtro en
cada mantenimiento. Información que puede ser utilizada para adecuar los
tiempos del mantenimiento.
A10.6 Determinación
del factor k.
El factor k debe determinarse mediante
la calibración del medidor bajo ciertas condiciones de gasto, temperatura,
presión, densidad y viscosidad similares a aquellas que estarán presentes
durante la operación.
A10.7 Programa
de verificación y calibración.
El presente Apéndice incluye los
intervalos máximos establecidos para la ejecución de tareas de re-calibración y
verificación periódicas. La Central Eléctrica debe establecer periodos más
cortos, según se derive de sus programas de mantenimiento.
A10.8 Sistemas
de medición de caudal tipo desplazamiento positivo (rotativos)
Los medidores tipo paletas
deslizantes, engranes ovalados y lóbulos, pueden emplearse para medir
combustibles, principalmente en los generadores de vapor. Existen diseños para
aplicarse en medición de fluidos gaseosos y los hay también para medición de
combustibles líquidos.
Los medidores, de tipo volumétrico, no
son sensibles al perfil de velocidades del fluido. Sin embargo, se deben
atender las recomendaciones proporcionadas por el fabricante y cumplir con las
normas API MPMS 5.2-2005, ANSI B109.3-2008, OIML R32 y OIML R6, según aplique
en cada caso en particular.
El medidor tipo paletas deslizantes es
sensible a la viscosidad del fluido, razón por la cual se debe calibrar con el
fluido y bajo las condiciones normales de operación.
Cuando un medidor de desplazamiento
positivo tipo lóbulos o engranes ovalados, sea utilizado con un fluido en
estado gaseoso, se podrá ejecutar la calibración con un fluido diferente en el mismo
estado; es decir, en caso de que el instrumento se utilice para medir gas
natural, serán aceptadas las calibraciones con aire, pero es imprescindible
realizar las correcciones descritas por el fabricante.
A.11 Tecnologías de medición: Sistemas de medición tipo Vortex.
A11.1 Generalidades.
Los medidores tipo Vortex se emplean
principalmente para medir el gasto de vapor producido en los generadores de
vapor. Son medidores susceptibles a las condiciones de instalación; por lo que
las recomendaciones del fabricante deben ser respetadas.
Cuando los medidores tipo Vortex se
emplean cerca de los límites inferiores de su intervalo de medición, entonces
existe riesgo de sub-estimar el gasto volumétrico o la cantidad de fluido que
ha circulado a través del medidor; por esta razón, estos medidores no deben ser
empleados a valores de gasto inferiores 0.1 Qmax.
Los medidores tipo Vortex deben ser
calibrados contra un patrón de medición de gasto, usando un gas como fluido de
trabajo. Cuando menos, 4 valores de gasto deben ser considerados durante la
calibración del medidor Vortex, igualmente espaciados (por ejemplo: Qmax, 0.7
Qmax, 0.4 Qmax y 0.1 Qmax). Para valorar la repetitividad del medidor Vortex,
al menos 5 mediciones deben ser replicadas en cada valor de gasto. Los
resultados de calibración del medidor Vortex deben ser expresados en función
del número de Reynolds. Los medidores de gasto tipo Vortex otorgan una
incertidumbre inferior a 1 % al medir flujo de vapor.
A11.2 Uso de
otras tecnologías de medición de flujo
En el presente Apéndice se exponen los
criterios a cumplir de algunos principios de medición. No obstante, la Central
Eléctrica podrá utilizar cualquier otro principio de medición, teniendo que
cumplir los puntos que se enuncian a continuación:
a) La Central Eléctrica debe contar con la evidencia de que el principio de medición utilizado cuenta con características de desempeño metrológicas similares o mejores que las mencionadas en el Apéndice E, considerando las variaciones propias del proceso, las condiciones ambientales y cualquier otra condición que pueda afectar en la medición (vibración en la instalación, cercanías a una fuente magnética y/o térmica, ruido, etc.).
b) Los sistemas de medición tienen que ser calibrados con un fluido similar (viscosidad, densidad y condiciones de operación).
c) La Central Eléctrica debe documentar que los cambios en las características del fluido por las variaciones de las condiciones de operación, no ocasionen que el sistema de medición incumpla con las especificaciones metrológicas.
d) Documentar de manera periódica el desempeño del sistema de medición (la información de un medidor que funcione como testigo en las mediciones puede ser utilizada, la calibración del sistema de medición o cualquier medio que demuestre el desempeño del sistema de medición). Inicialmente se debe hacer cada tres meses, los tiempos se ampliarán dependiendo el resultado del desempeño del sistema de medición los cuales serán evaluados utilizando herramientas estadísticas similares o criterios más estrictos a los indicadas en las normas API MPMS.
e) El consumo de combustibles líquidos debe determinarse a partir de mediciones de volumen de tanques al inicio y fin de periodo (diario, semanal o mensual); considerando que los suministros a los tanques se miden con un medidor de flujo que ha sido objeto de la aprobación por la Comisión y que satisface los requerimientos establecidos en los Apéndices de este PROY-NOM; y que las variaciones de inventario se miden a partir de las Tablas de calibración de los tanques de almacenamiento. El tanque vertical debe ser calibrado por un laboratorio acreditado, en los términos de la LFMN.
A11.3 Elementos
secundarios de medición.
Cuando se deba medir alguna o varias
propiedades del fluido, así como variables del proceso, por mencionar algunas:
los componentes que conforman alguna mezcla gaseosa, temperatura, densidad,
presión, etc. estas mediciones deben cumplir con lo establecido en el presente
PROY-NOM.
Cuando la variable a medir no se
encuentra enunciada en este PROY-NOM, se debe atender las recomendaciones
metrológicas enunciadas por el fabricante. Los puntos de medición de la presión
y temperatura deben seleccionarse para asegurarse que estas magnitudes sean
representativas de las condiciones que prevalecen en el medidor de flujo. Por
lo tanto, deben ubicarse lo más cercano posible a este, sin que interfiera en
su operación.
Los termo pozos deben estar situados
junto a los puntos de medición de la temperatura, de tal forma que pueda
verificarse mediante la comparación con termómetros calibrados, cuyos
resultados de medida sean trazables a patrones nacionales. Cuando la medición
por un medidor de caudal se realice a una temperatura y presión distintas a las
que fue calibrado, pueden producirse errores de medición significativos, por lo
que es necesario aplicar los factores de corrección indicados por el
fabricante; o re-calibrar el medidor de flujo cuando existan diferencias
significativas entre las condiciones de calibración y de operación.
Cuando se apliquen rutinas numéricas o
se modifiquen para realizar ajustes al elemento primario por presión y
temperatura, deben registrarse y estar disponibles para su revisión durante una
visita de verificación o cuando la Comisión lo requiera, de conformidad con lo
establecido en el título octavo.
A11.4 Correcciones
por presión y temperatura.
Se deben usar factores de corrección
reconocidos en la industria para tratar diferencias entre la temperatura de
calibración y la de operación. Los factores de corrección aplicados a la presión
y temperatura deben estar respaldados mediante métodos que puedan ser auditados
y rastreados de forma adecuada. Antes de iniciar el proceso de arranque del
sistema de medición es indispensable verificar
los siguientes puntos:
a) Verificar que cada elemento secundario de medición cuente con un certificado de calibración con el cual se demuestre trazabilidad a los patrones nacionales o internacionales que gocen de reconocimiento internacional, de preferencia en el marco del ARM del CIPM).
b) Constatar que la instalación de cada elemento secundario del sistema de medición esté en apego a las recomendaciones metrológicas emitidas por los fabricantes.
c) Atender las recomendaciones de las siguientes normatividades IEC 60751:2008, API MPMS 7 para fluidos líquidos e ISO 15970:2008, IEC 60751:2008 para fluidos en estado gaseoso.
Existen circunstancias de instalación
de los sensores para las cuales es necesario aplicar correcciones para obtener
un valor adecuado en la medición de presión, como la corrección por columna
hidrostática (piernas hidrostáticas). La calibración del elemento secundario
debe realizarse bajo las condiciones de operación (a lazo cerrado), de esta
forma se considera la desviación del instrumento originada por cualquier
variable en la instalación durante la calibración, evitando aplicar
correcciones adicionales a la desviación encontrada o declarada en el
certificado de calibración. El laboratorio debe manifestar en el certificado o
informe de medición la forma en cómo se llevó a cabo la calibración.
Una vez en operación, el sistema de
medición debe contar con un esquema de verificación de la trazabilidad de los
resultados de los elementos secundarios de medición, los tiempos de estas
verificaciones deben obedecer al tipo de instrumento a verificar. Cualquier
duda que se tenga en la trazabilidad en los resultados de medición de cualquier
elemento secundario de medición debe dar lugar a una verificación o
calibración.
Se debe contar con un programa de
mantenimiento para limpiar las líneas de presión, verificando y garantizando
que la transmisión de la señal llega al elemento terciario de medición sin
deterioro. En el Apéndice C se especifican los requisitos para la medición de
la presión y temperatura dentro de los sistemas de generación.
A11.5 Densidad
de los fluidos.
El valor de la densidad del fluido es
necesario para determinar el gasto másico o volumétrico cuando se usan
dispositivos del tipo de presión diferencial; en estos casos, el gasto másico
es proporcional a la raíz cuadrada de la densidad del fluido. En las mediciones
de gasto de combustibles líquidos se requiere el valor de la densidad del
fluido para “extrapolar” los resultados de medición, desde las condiciones de
operación hasta las condiciones base (tb = 20 °C, pb = 101.325 kPa).
La densidad del vapor de agua puede
ser estimada, a partir de las ecuaciones de estado adecuadas, en función de la
presión y temperatura a que se halle sometido el fluido. Para lo cual se
requiere de herramientas informáticas de cálculo para este propósito.
La Central Eléctrica debe demostrar
que los computadores de flujo (dispositivos terciarios) cumplen con las normas
correspondientes aplicables a éstos.
Apéndice B
(Normativo)
Sistemas de medición de
masa
B.1 Términos y definiciones
B1.1 Definiciones
generales
B.1.1.1 Biomasa:
Se define como biomasa a toda la materia orgánica de origen vegetal, animal o
industrial (residuos) que puede ser transformada en energía.
B.1.1.2 Instrumento para pesar: Instrumento de medición que sirve para
determinar la masa de un cuerpo utilizando la acción de la gravedad sobre este
cuerpo. Este instrumento también puede utilizarse para determinar otras
magnitudes, cantidades, parámetros o características relacionadas con la masa.
Según el método de operación, un instrumento para pesar está clasificado como
instrumento para pesar de funcionamiento automático o instrumento para pesar de
funcionamiento no automático.
B.1.1.3 Indicaciones proporcionadas por un instrumento para pesar: Valor de una magnitud proporcionada
por un instrumento de medición.
B.1.1.4 Celda de carga: Transductor de esfuerzo que, después de tener en cuenta los efectos de
la aceleración de la gravedad y el empuje del aire en el lugar de uso, mide la
masa convirtiendo la magnitud medida (masa) en otra magnitud medida (salida).
Son considerados celdas de carga digitales, aquellas celdas equipadas con
electrónica que incluya amplificador, convertidor analógico digital (ADC), y
dispositivo de procesamiento de datos (opcional).
B.1.1.5 Terminal: Dispositivo digital que tiene un teclado (o un ratón, una pantalla
táctil, etc.) para operar el instrumento para pesar, y un indicador para
proporcionar los resultados de pesada transmitidos mediante la interfaz digital
de un módulo de pesada o un dispositivo de procesamiento de datos analógico.
B.1.1.6 Indicador: Dispositivo electrónico de un instrumento que puede realizar la
conversión analógica a digital de la señal de salida de la celda de carga,
procesa los datos y muestra de forma visual el resultado de pesaje en unidades
de masa.
B.1.1.7 Instrumento para pesar automático: Un instrumento que realiza el proceso de
pesaje sin la intervención de un operador y sigue un programa predeterminado de
procesos automáticos característico
del instrumento.
B.1.1.8 Instrumento para pesar automático de totalización continua
(instrumento para pesar en banda): Instrumento para pesar automático para pesaje continuo de un producto a
granel, por ejemplo, sobre una cinta o banda transportadora, sin interrumpir el
movimiento de la cinta o banda transportadora.
B.1.1.9 Instrumento para pesar en banda de una sola velocidad: Instrumento para pesar en banda que se instala con una banda transportadora diseñada para funcionar a una sola velocidad.
B.1.1.10 Instrumento para pesar en banda de velocidad variable o de múltiples velocidades: Instrumento para pesar en banda que se instala con una banda transportadora diseñada para funcionar a una velocidad variable (dentro de un intervalo) o a más de una velocidad establecida.
B.1.1.11 Método de control: Método utilizado para determinar la masa del producto usado como carga de prueba durante las pruebas con producto. En general, esto implica el uso de un instrumento para pesar, denominado instrumento de control.
B.1.1.12 Instrumento de control: Instrumento para pesar utilizado para determinar el valor verdadero de la masa de las cargas de prueba durante las pruebas con producto.
B.1.1.13 Receptor de carga: Parte del instrumento destinado a detectar la carga sobre la banda.
B.1.1.14 Banda transportadora: Equipo para transportar el producto por medio de una banda (por ejemplo, apoyándose sobre rodillos o rodillos que giran sobre su eje, o por otros dispositivos).
B.1.1.15 Rodillos portadores: Arreglo (comúnmente rodillos) mediante el cual la cinta transportadora está soportada cuando se aproxima y sale del receptor de carga.
B.1.1.16 Rodillos de pesaje: Arreglo (comúnmente rodillos) mediante el cual la cinta transportadora está soportada sobre el módulo de pesaje.
Nota: Un instrumento para pesar en banda tipo "transportador incluido" normalmente tiene rodillos de pesaje o rodillos de fricción.
B.1.1.17 Dispositivo de totalización: Dispositivo que utiliza la información suministrada por el módulo de pesaje y/o el transductor de desplazamiento para:
a) Agregar cargas parciales, o
b) Integrar el producto de la carga por unidad de longitud y la velocidad de la banda.
B.1.1.18 Dispositivo regulador de caudal: Dispositivo destinado a garantizar un caudal
programado.
B.1.1.19 Transductor de desplazamiento: Dispositivo en el transportador que
proporciona información, ya sea correspondiente al desplazamiento de una
longitud definida de la correa o proporcional a la velocidad de la correa.
B1.2 Definiciones
en relación a los instrumentos para pesar automáticos de totalización continua
(instrumentos para pesar en banda)
B.1.2.1 Intervalo de la escala de totalización (d): Diferencia entre dos valores indicados
consecutivos, expresados en unidades de masa, con el instrumento en su modo de
pesaje normal
B.1.2.2 Intervalo de la escala de totalización para pruebas (e): Diferencia entre dos valores indicados
consecutivos, expresados en unidades de masa, con el instrumento en modo
especial para fines de prueba. Este intervalo de la escala para prueba, e, es igual al intervalo de la escala de
totalización, d, si el modo especial
no está disponible.
B.1.2.3 Longitud de pesaje (WL): Distancia entre las dos líneas imaginarias a
la mitad de la distancia entre los ejes de los rodillos de pesaje finales y los
ejes del rodillo portador más próximo. Cuando sólo hay un rodillo de pesaje, la
longitud de pesaje es igual a la mitad de la distancia entre los ejes de los
rodillos portadores más próximos a cada lado del rodillo de pesaje.
Nota: La
longitud de pesaje no es aplicable a las básculas de banda, incluyendo el
transportador.
B.1.2.4 Vuelta completa de la banda (longitud de la banda): Longitud total (para una circulación)
de la banda transportadora.
B.1.2.5 Capacidad máxima (Max): Carga neta máxima (carga aplicada por el
producto a granel, sin incluir la carga aplicada por la banda) que el módulo de
pesaje está destinado a pesar sobre la porción de la banda transportadora que
representa la longitud de pesaje.
B.1.2.6 Capacidad mínima (Min): Carga neta mínima (carga aplicada por el
producto a granel, sin incluir la carga aplicada por la banda) que el módulo de
pesaje está destinado a pesar sobre la porción de la banda transportadora que
representa la longitud de pesaje.
B.1.2.7 Caudal máximo (Qmax): Caudal
obtenido de la capacidad máxima del módulo de pesaje y la velocidad máxima de
la banda.
B.1.2.8 Caudal mínimo (Qmin): Caudal
sobre el cual los resultados de pesaje cumplen los requisitos de la
recomendación OIML R 50-1:2014.
B.1.2.9 Caudal de alimentación: Caudal del producto de un dispositivo previo sobre
el transportador durante los procedimientos de prueba con producto.
B.1.2.10 Carga totalizada mínima (Ʃmin): Cantidad totalizada, en unidades de
masa, por debajo de la cual una totalización puede estar sujeta a errores
relativos excesivos.
B.1.2.11 Carga máxima por unidad de longitud de la banda: Cociente de la capacidad máxima del
módulo de pesaje y la longitud de pesaje.
B.1.2.12 Precisión de medida
(Precisión): Proximidad
entre las indicaciones o los valores medidos obtenidos en mediciones repetidas
de un mismo objeto, o de objetos similares, bajo condiciones específicas, como
son las condiciones de repetitividad, condiciones de precisión intermedia, o
condiciones de reproducibilidad (véase la norma ISO 5725-3:1994).
B.1.2.13 Condición de repetitividad de
una medición (Condición de repetitividad): Condición de una medición, que incluye el
mismo procedimiento de medida, los mismos operadores, el mismo sistema de
medida, las mismas condiciones de operación y el mismo lugar, así como
mediciones repetidas del mismo objeto o de un objeto similar en un periodo
corto de tiempo. La condición de medición es una condición de repetitividad
únicamente respecto a un conjunto dado de condiciones de repetitividad.
B.1.2.14 Repetitividad de medida
(Repetitividad): Precisión
de medida bajo un conjunto de condiciones de repetitividad.
B.1.2.15 Dispositivo indicador de
carga instantáneo: Dispositivo
que indica el porcentaje de la capacidad máxima, o la masa de la carga que
actúa sobre el módulo de pesaje en un momento dado.
B.1.2.16 Dispositivo indicador de
caudal: Dispositivo
que indica el caudal instantáneo; ya sea como la masa del producto transportado
en unidad de tiempo o como un porcentaje del caudal máximo.
B.1.2.17 Magnitud de influencia: Magnitud que, en una medición directa,
no afecta a la magnitud que realmente se está midiendo, pero sí afecta a la
relación entre la indicación y el resultado de medida.
B1.3 Definiciones respecto a las pruebas.
B.1.3.1 Prueba con producto: Prueba realizada en un instrumento
completo utilizando el tipo de producto que está destinado a pesar.
B.2 Abreviaturas y símbolos
Símbolo |
Significado |
I |
Indicación
del instrumento de medida |
In |
Enésima
indicación |
L |
Carga |
Ʃmin |
Carga
totalizada mínima |
Q |
Caudal |
Qmax |
Caudal
máximo |
Qmin |
Caudal
mínimo |
ΔL |
Carga
adicional para el siguiente punto de cambio |
P |
I + 1/2 e - ΔL = Indicación antes del redondeo (indicación digital) |
E% |
100 × (P
- L) / L = error porcentual |
D |
Intervalo
de la escala de totalización |
E |
Intervalo
de la escala de totalización utilizado para las pruebas |
WL |
Longitud
de pesaje |
EMP |
Error
máximo permitido |
Max |
Capacidad
máxima del instrumento de pesaje |
Min |
Capacidad
mínima del instrumento de pesaje |
v |
Velocidad
de funcionamiento |
vmin |
Velocidad
de funcionamiento mínima |
vmax |
Velocidad
de funcionamiento máxima |
B.3 Medición de la masa de
combustibles sólidos.
La energía proveniente de los combustibles consumidos por las calderas
para la generación de energía eléctrica se obtiene con base en la energía del
combustible. La energía del combustible es medida a partir de la medición de la
masa del combustible sólido (carbón o biomasa residual como madera, hojas de
maíz, bagazo de caña de azúcar, etc.), así como del poder calorífico asociado
al combustible como se muestra en la ecuación B. 1:
|
(B. 1) |
donde:
Dependiendo del
tipo de material, la forma de alimentación al proceso, la exactitud requerida,
entre otras características, se deben elegir los instrumentos apropiados para
la medición de la masa del combustible. Debe considerarse también en la
selección del equipo, la posibilidad de comunicarlo con otros sistemas para el
control de la Central Eléctrica.
Debido a que es
necesario medir la masa del combustible por periodos específicos, el
instrumento utilizado debe ser capaz de medir la masa de los combustibles a
granel, totalizando los valores de la carga (masa) de manera automática y
continua, totalizando los valores de la masa del combustible en un determinado
periodo de tiempo.
La carga
totalizada estará compuesta de la masa del combustible afectada por las
impurezas que el combustible pudiera tener (por ejemplo, humedad), la cual
afecta al valor de la carga medida y debe ser corregida para evitar cometer
errores en los cálculos correspondientes.
B3.1 Incertidumbre requerida en la medición de la
masa del combustible sólido.
La tolerancia
definida para el cálculo de la eficiencia en la generación de energía es del 10
% (ver Figura B.1) respecto al valor medio (asumiendo simetría en el intervalo
de tolerancia), de conformidad con la ecuación B. 2.
|
(B. 2) |
Considerando este
intervalo de tolerancia simétrico, y asumiendo un valor del índice de capacidad
de medición igual a tres, [1], la incertidumbre estándar combinada de la
medición de la eficiencia energética es calculada conforme a la ecuación B. 3:
|
(B. 3) |
Debido a que la
incertidumbre estándar requerida es la combinación de todas las contribuciones
de las fuentes de incertidumbres correspondientes, ésta se calcula de acuerdo
con la ecuación B. 4:
|
(B. 4) |
Figura B. 1 - Incertidumbre de la
medición.
La incertidumbre de la medición de la
masa del combustible debe ser consistente con el valor de la incertidumbre
requerida en la medición de la eficiencia de la energía, y por consiguiente la
selección de las características metrológicas del instrumento de medición de la
masa debe realizarse teniendo en consideración estos valores (por ejemplo,
capacidad, resolución, repetitividad, clase de exactitud, error máximo
permitido, entre otras).
B.4 Equipo de medición a utilizar.
El funcionamiento
de una caldera debe ser continuo para asegurar condiciones similares de
eficiencia y generación de energía, para lo que debe de asegurarse una
alimentación controlada del combustible. En los procesos industriales pueden
encontrarse equipos dispensadores posteriores a la banda transportadora, como
se muestra a continuación:
|
|
Figura B. 2
- Fragmento de un
modelo de cogeneración con biomasa sólida que muestra la alimentación de la
caldera (10) con una banda transportadora que cuenta al final con un
dispensador (7) que controla el paso del combustible a la caldera. |
Figura B. 3 - Fragmento de una central termoeléctrica que muestra
la alimentación de carbón a una caldera (4) mediante banda transportadora,
seguida de un dispensador (2) para controlar el carbón que ingresa a la
caldera. |
Con base en lo anterior y tomando en
cuenta el funcionamiento de una caldera y la necesidad de medir en masa ya sea
del combustible fósil (carbón) o la biomasa sólida introducida a la misma con
una incertidumbre relativa de medición menor a 0.83 %, se determinó que el
instrumento que cubre todos estos requerimientos es un instrumento para pesar
automático de totalización continua o instrumento para pesar en banda.
Utilizando esta tecnología se tendrán las dos funciones, la banda
transportadora llevara el combustible a la caldera y el instrumento para pesar
determinara el valor totalizado de masa del combustible, mientras éste está
siendo transportado con una incertidumbre relativa dentro de los límites
permitidos. El pesaje en banda tiene la ventaja de realizarse de manera
dinámica, es decir, que no se necesita detener el proceso para realizar la
medición. De forma resumida el esquema de medición se vería de la siguiente
forma:
Figura B. 4 - Pesaje en banda de combustibles sólidos; ej. biomasa o carbón.
Este esquema básico puede llevar otros
elementos adicionales según el tipo de material transportado, la ubicación,
características de la caldera, etc. Los instrumentos para pesar en banda tienen
una clasificación dada por la recomendación internacional OIML R 50-12014, y
cada clase de exactitud tiene asociado un error máximo permitido (EMP) asociado
a la medición de la carga (masa) del instrumento. En la Tabla B.1 se muestran
las clases de exactitud y los errores máximos permitidos correspondientes,
teniéndose la posibilidad de elegir entre los instrumentos clase 0.2 o 0.5, los
cuales tendrían un EMP (0.2 % y 0.5 % respectivamente) compatible con la
incertidumbre requerida para la estimación de la energía del combustible
(inc(F) ≤ ± 3 %).
Tabla B. 1 - Errores máximos permisibles para pesaje
automático.
Clase |
Porcentaje de la masa de la carga totalizada |
|
Verificación inicial |
En-servicio |
|
0.2 |
0.10 |
0.20 |
0.5 |
0.25 |
0.50 |
1 |
0.50 |
1 |
2 |
1.0 |
2.0 |
B.5 Resumen de características del instrumento para pesar propuesto.
B5.1 Definiciones
Instrumento: Instrumentos para pesar
de funcionamiento automático de banda.
Clase de exactitud: 0.2 y 0.5.
Error máximo permitido: 0.2 % y 0.5 %
Características de diseño: En función
de la cantidad y tipo de material a transportar, además de las características
físicas del lugar en donde se propone instalar el instrumento, se debe
proporcionar la siguiente información:
a) Espaciamiento del soporte de rodillos,
b) Tipo de rodillos,
c) Ancho de la banda,
d) Carga a transportar (t/hora),
e) Velocidad de la banda,
f) Tipo de revestimiento de la banda: Y o X depende del combustible transportado,
g) Largo de la banda que depende del lugar del suministro de carbón o biocombustible y de la ubicación de la caldera,
h) Recomendaciones adicionales sobre la instalación del instrumento
B5.2 Consideraciones.
Las especificaciones técnicas y las
características de los equipos recomendados para el proceso de medición en
banda deben tener como requisito que el instrumento utilizado para el pesaje
tenga aprobación de modelo de acuerdo con la legislación nacional o en su
defecto, si todavía no se contara con norma nacional, la aprobación de modelo
de su país de origen comprobable acorde a la recomendación internacional OIML R
50-1:2014.
Este requisito garantiza que los
valores medidos estarán dentro de los requisitos metrológicos estipulados en la
OIML R 50-1:2014 para la clase de exactitud del instrumento y que se requieren
para las mediciones de masa propuestas. En la mayoría de los instrumentos para
pesar existe una relación costo-exactitud: entre más exacto es el instrumento
mayor es su costo de adquisición y de mantenimiento. Para instrumentos de mayor
exactitud, las condiciones de operación son más estrictas por lo que se debe
realizar un proceso de confirmación metrológica para saber si el instrumento es
el idóneo para el proceso de medición que se desea llevar a cabo. Otro de los
detalles a tomar en cuenta para el trasporte sobre la banda es que la banda no
permita la pérdida de material ya sea por la forma de la banda o por el tipo de
material o construcción.
Figura B. 5 - Pesaje en banda de
bagazo de caña de azúcar.
La banda de
pesado en la Figura B. 5 cumple con los requisitos ya mencionados: la forma y
el material de la banda evitan la pérdida de material y la caída por los bordes
de la banda durante el transporte hacia la caldera. Se debe evitar el uso de
bandas de maya o de alambre trenzado las cuales, debido a su construcción,
tienen orificios que propiciarían la pérdida de material.
B5.3 Conectividad.
Los instrumentos
para pesar automáticos de banda (o de totalización continua), debido a su uso
en minas, fábricas, etc., cuentan con diversas opciones de comunicación. La
Figura B.6 muestra un esquema de conectividad entre el sistema de medición y el
sistema de almacenamiento de datos:
Figura B. 6 - Esquema de
conectividad entre el sistema de medición
de pesado y el sistema de almacenamiento de datos.
Otro tipo de
esquema más complejo es aquél donde la empresa tiene procesos programados en la
operación del instrumento para pesar en banda un esquema de este tipo podría
ser como el siguiente:
Figura B. 7
- Esquema alternativo de conectividad entre el sistema
de medición de pesado y el sistema de almacenamiento de datos
Los esquemas mostrados en las Figuras B.6 y B.7 no excluyen el diseño de
otros esquemas de registro y almacenamiento de datos.
B5.4 Relaciones básicas
·
Carga
por desplazamiento de la banda = Q / v
Ejemplo:
donde:
Q = Caudal; v = Velocidad de funcionamiento;
·
Carga
por longitud de pesaje (la carga reconocida por el módulo de pesaje) = WL × Q / v
Ejemplo:
WL = 3 m → carga por longitud
de pesaje = 3 × 200 = 600 kg
donde:
Q = Caudal; v = Velocidad de funcionamiento; WL =
longitud de pesaje
Por lo tanto, la
carga reconocida por el módulo de pesaje en:
Qmax = es WL
× Qmax / vmax,
y por lo tanto
Max = WL × Qmax / vmax
B5.5 Control metrológico
Las recomendaciones que
se realizan a continuación de los periodos de calibración del equipo o los
equipos se basan en el uso y en las condiciones de operación. Por lo regular
los instrumentos para pesar automáticos de banda son de uso intenso y operan
bajo condiciones ambientales extremas (calor intenso, frío, corrientes de
aire), vibraciones, etc. Estos factores afectan sus características
metrológicas por lo que se deben tomar en cuenta para establecer los periodos
de calibración.
Controles metrológicos a realizar:
a) Aprobación de modelo (Deseable): de acuerdo con la legislación nacional o en su defecto del país de origen comprobable acorde a la recomendación internacional OIML R 50-1:2014.
b) Verificación inicial (Requisito): se debe realizar recién instalado el equipo y probado su adecuado funcionamiento el resultado de la verificación debe ser satisfactorio para tener la certeza de que el instrumento está bajo control y dentro de parámetros de medición.
c) Calibración inicial (Requisito): si el instrumento ya tiene tiempo en uso (un año o más) seria demasiada exigencia una verificación inicial. En su lugar se realizaría una calibración cuyo informe o certificado incluya un anexo donde se dictamine si el error de indicación del instrumento se encuentra dentro del intervalo de aceptación (para la medición de la carga totalizada) de acuerdo con la clase de exactitud del instrumento de medición, 0.1 % y 0.25 % respectivamente para instrumentos clase 0.2 y 0.5 (mitad del EMP para el instrumento en uso).
d) Calibración periódica (Requisito): la primera calibración periódica (después de la verificación inicial o calibración inicial) debe realizarse a los seis meses de operación del equipo. Las subsecuentes calibraciones se deben determinar con base en una gráfica de control u otro método estadístico que ayude a determinar los periodos de calibración. En caso de que el instrumento se repare, se reemplace un componente, se dé mantenimiento por falla o por recomendaciones del fabricante, se debe volver a calibrar. El informe o certificado debe incluir un anexo donde se dictamine si el error de indicación del instrumento se encuentra dentro del intervalo de aceptación para la medición en masa (0.2 % y 0.5 % de error de la carga totalizada para instrumentos clase 0.2 y 0.5 respectivamente, el doble del EMP para el instrumento en verificación inicial).
B.5.5.1 Pruebas
metrológicas.
Los ensayos se realizarán en sitio,
con el instrumento para pesar de banda completamente ensamblado y fijado en la
posición en la cual está destinado a ser usado. La instalación del instrumento
para pesar de banda se diseñará de modo que la operación de pesaje automático
sea prácticamente la misma para las pruebas que para la operación normal y las
pruebas se puedan llevar a cabo de manera fiable y sencilla sin interrumpir la
operación de pesaje.
B.5.5.2 Prueba
con producto en sitio.
Antes de realizar las pruebas, el
transportador debe operar (preferiblemente cargado) durante al menos 30 minutos
a velocidad nominal. Un instrumento de control que cumpla los requisitos del
OIML R 50-2:2014 debe estar disponible en todo momento en las proximidades
del/los instrumento(s) para pesar de banda sometido(s) a prueba. El
almacenamiento y el transporte deben estar dispuestos de manera que se evite la
pérdida del producto. La verificación de la masa del producto utilizado puede
realizarse antes o después de su paso sobre el instrumento para pesar de banda.
B.5.5.3 Métodos
de prueba.
Las pruebas en sitio con producto se
realizarán de la siguiente manera:
a) De acuerdo con las marcas descriptivas del instrumento;
b) Bajo las condiciones de uso para las cuales el instrumento para pesar de banda es destinado;
c) Con cargas de prueba representativas de los valores comúnmente medidos de la biomasa sólida o combustible fósil (carbón) en el instrumento para pesar de banda;
d) Con una cantidad de producto no inferior a la carga totalizada mínima (Ʃmin), para la verificación inicial y la calibración;
e) Que el caudal se encuentre entre el valor mínimo y el máximo;
f) Realizar las pruebas en cada velocidad utilizada en el proceso de pesaje para instrumentos de banda con más de una velocidad o en el intervalo de velocidades para transportadores de velocidad variable.
B.5.5.4 Instrumentos
de control y pesas patrón.
Para determinar el valor convencional
de la masa de cada carga de prueba se debe disponer de un instrumento de
control y de pesas patrón. El instrumento de control utilizado para la prueba
con producto debe permitir determinar el valor convencional de la masa de cada
carga de prueba con una exactitud de al menos un tercio del EMP de la clase de
exactitud del instrumento para pesar.
Si fuera
necesario, el instrumento de control debe ser verificado inmediatamente después
del pesaje para comprobar que su rendimiento se mantenga. Las pesas patrón que
son utilizadas como referencia para las pruebas de un instrumento deben cumplir
con los requisitos metrológicos de la recomendación internacional OIML R 111.
B.5.5.5 Valor convencional de la masa de la carga de
prueba.
Con el método de
control para las pruebas en sitio, la carga de prueba debe ser pesada en un
instrumento de control y la indicación del instrumento de control (después de
la aplicación de las correcciones que sean necesarias) se considerará como el
valor convencional de la masa de la carga de prueba.
B.5.5.6 Cálculo de errores relativos.
El error
relativo, Er, se da como se muestra en las ecuaciones B. 5 y B. 6:
|
(B. 5) |
Para las pruebas
en sitio – método de control
|
(B. 6) |
donde:
Ib = Indicación del
instrumento para pesar en banda
Ic = Indicación del instrumento
de control (después de la aplicación de las correcciones que
sean necesarias)
B.5.5.7 Pruebas
a realizar y a reportar dependiendo del tipo de instrumento para pesar de
funcionamiento automático de totalización continua.
Además de los datos que comúnmente
debe contener el certificado (datos del cliente, instrumento, etc.), se deben
reportar los resultados de las pruebas de repetitividad y error de indicación
de la carga totalizada. Las pruebas se realizarán según el tipo de instrumento
para pesar en banda:
a) Instrumento para pesar de funcionamiento automático de banda de una sola velocidad. Realizar la prueba de repetitividad y error de indicación de la carga totalizada en el:
1) caudal de alimentación máximo,
2) caudal de alimentación mínimo, y
3) en el caudal de alimentación intermedio.
b) Instrumento para pesar de funcionamiento automático de banda con múltiples velocidades (multi-velocidad): para cada velocidad del instrumento utilizada para la alimentación de la caldera se deben realizar las pruebas especificadas en el inciso A.
c) Instrumento para pesar de funcionamiento automático de banda con velocidad variable: realizar las pruebas especificadas en el inciso A para la velocidad mínima, media y máxima y realizar una prueba adicional del error de indicación de la carga totalizada en cada uno de los caudales de alimentación de acuerdo con el inciso A, variando la velocidad en toda su gama durante cada prueba.
B5.6 Trazabilidad
de las mediciones
Para que las mediciones sean
trazables, el equipo o los equipos de medición deben ser calibrados o
verificados con patrones que tengan trazabilidad metrológica hacia el Patrón
Nacional de Masa No. 21, el cual es conservado en el CENAM.
Mientras que el país no cuente con una
norma oficial relativa a instrumentos para pesar de funcionamiento automático
tipo banda, no podrán existir unidades de verificación acreditadas para estos
equipos, así como laboratorios de calibración acreditados. De ser así, el único
laboratorio que podría realizar las actividades de control metrológico de los
instrumentos para pesar de funcionamiento automático de banda es el CENAM. Una
vez que existan laboratorios de calibración y unidades de verificación
acreditados para este fin, éstos podrán realizar este tipo de servicios con trazabilidad
al patrón nacional de masa.
B5.7 Medición dentro de la delimitación de los
procesos de cogeneración.
Una central de cogeneración suele
estar constituida por turbinas de vapor, turbinas de gas o motores de
combustión interna, que transforman la energía contenida en el combustible en
energía mecánica y calor residual o de escape. La energía mecánica suele
transformarse en energía eléctrica a través de un alternador (éste es el caso
más usual), y el calor residual puede recuperarse en forma de vapor de agua,
agua caliente, aceites térmicos y gases calientes, como fluidos de trabajo para
las aplicaciones térmicas.
El combustible lo utilizan
principalmente los equipos principales (motores) para una transformación en
energía eléctrica y/o mecánica y térmica, además de equipos para generación
térmica o calor, que pueden en el caso de los procesos de cogeneración, apoyar
o sustituir el calor entregado por estos. Los equipos más usuales de este tipo
son los siguientes:
a) Generadores o calderas convencionales para ajustar la producción de calor a la demanda en cada instante; o para su utilización de reserva en caso de fallo de los equipos principales.
b) Sistema de postcombustión, que tienen el mismo objetivo descrito, o sistemas de aire fresco que permitan incrementar o asegurar el suministro en el caso de fallo del motor principal.
c) Sistemas que permiten el uso de los motores como sistemas de emergencia (sin recuperación de calor).
El uso del combustible en estos
equipos no aporta calor de cogeneración (definido como calor útil), aunque son
estrictamente necesarios para asegurar el suministro y pueden estar
relacionados con la central de cogeneración, o formar parte de otro conjunto de
instalaciones. Es por esto que aquellas centrales de cogeneración que cuenten
con este tipo de equipos deben disponer de sistemas de medida diferenciados
para los equipos principales y los usos auxiliares. Para más información sobre
la delimitación de los procesos de cogeneración revisar el Título Tercero del
presente PROY-NOM.
B5.8 Normas,
documentos o instrumentos nacionales e internacionales, que sustentan los
procedimientos de medición propuestos en el presente Apéndice.
B.5.8.1 OIML R 50-1 Continuous
totalizing automatic weighing instruments (belt weighers). Part 1:
Metrological and technical requirements. Edición 2014.
B.5.8.2 OIML R 50-2 Continuous
totalizing automatic weighing instruments (belt weighers). Part 2: Test
procedures. Edición 2014
Apéndice C
(Normativo)
Requisitos para la
medición de presión y temperatura de fluidos.
C.1 Introducción.
Las Centrales Eléctricas requieren,
para el control de su proceso, medir presión y temperatura en diversas etapas,
desde la recepción de combustible, su transporte, producción de vapor para
producir energía térmica y energía eléctrica, hasta la liberación de los
desechos del proceso. El nivel de incertidumbre de los instrumentos utilizados
para medir temperatura y presión deben estar acordes con el nivel de
incertidumbre esperado en la producción de energía eléctrica y/o térmica.
Los instrumentos comúnmente utilizados
para medir presión y temperatura son del tipo transmisores, esto es debido a su
capacidad de comunicación y convertir señales de presión y temperatura en
señales eléctricas, señales que son enviadas a una computadora en donde se
procesan para estimar flujo y energía.
El flujo de vapor de agua puede ser
medido con transmisores de presión diferencial en diversos tipos de medidores
de flujo y la temperatura del vapor con transmisores de temperatura con sensor
de resistencia
de platino o tipo termopar. Debido a que las centrales de generación eléctrica
tienen sus instalaciones al aire libre, los transmisores de presión y
temperatura que se utilicen deben de contar con compensación térmica que
permita mantener identificadas las condiciones reales de trabajo.
Las condiciones de trabajo deben ser
tomadas en cuenta al momento de elegir la ubicación de los instrumentos de
medición, desde el diseño, construcción y puesta en marcha de la central.
Dentro de la instrumentación permanente de la central se encuentra la utilizada
para las mediciones del proceso, conexiones, condensadores, columnas de agua,
mediciones redundantes, cambios en localización, aplicabilidad, correcciones
ambientales, inspección de columnas de agua.
C.2 Instrumentación.
La instrumentación se clasifica en
primaria y secundaria. La instrumentación primaria se refiere a aquélla que
mide los valores necesarios para los cálculos, mientras que la secundaria se
refiere a aquellas variables que se utilizan para comprobar que se cumplan con
las condiciones especificadas para un correcto uso de la instrumentación
primaria. La calidad de los transmisores de presión y temperatura primarios
deben de ser de alta clase de exactitud, mientras que la instrumentación
secundaria puede ser de baja clase de exactitud; la instrumentación secundaria
puede ser instalada de manera permanente en la central. Toda
la instrumentación, primaria o secundaria, requiere verificación y calibración
antes de realizar las pruebas.
Las centrales de generación eléctrica
pueden trabajar con combustibles líquidos o gases por lo que, para evitar
accidentes, los transmisores de presión y temperatura deben ser a prueba de
explosión.
Tabla C. 1 - Sistemas de medición de presión y
temperatura.
INSTRUMENTO |
CANTIDAD |
APLICACIÓN |
Características del transmisor |
Transmisor De Presión |
2/LÍNEA |
Medición de presión a la entrada de combustible |
con display integrado, compensación de
temperatura, comunicación Hart, escalable, a prueba de explosión |
Transmisor De Temperatura
Con Sensor |
2/LÍNEA |
Medición de temperatura a la entrada de
combustible |
con display integrado, compensación de
temperatura, comunicación Hart, escalable, sensores PT100 4 hilos y termopar |
Transmisor De Presión
Diferencial |
2/LÍNEA |
Medición de presión a la entrada de combustible |
con display integrado, compensación de
temperatura, comunicación Hart, escalable |
Transmisor De Presión |
2/LÍNEA |
Medición de presión a la entrada de agua |
con display integrado, compensación de
temperatura, comunicación Hart, escalable |
Transmisor De
Temperatura Con Sensor |
2/LÍNEA |
Medición de temperatura a la entrada de agua |
Clase de exactitud 0.02%, con display integrado,
compensación de temperatura, comunicación Hart, escalable, sensores PT100 4
hilos y termopar |
Transmisor De Presión |
2/LÍNEA |
Medición de presión a la salida del vapor |
con display integrado, compensación de
temperatura, comunicación Hart, escalable |
Transmisor De
Temperatura Con Sensor |
2/LÍNEA |
Medición de presión a la salida del vapor |
Clase de exactitud 0.02%, con display integrado,
compensación de temperatura, comunicación Hart, escalable, sensores PT100 4
hilos y termopar |
Transmisor De Presión
Diferencial |
2/LÍNEA |
Medición de presión a la salida del vapor |
con display integrado, compensación de
temperatura, comunicación Hart, escalable |
C.3 Calibración
Durante la calibración de transmisores
de presión y temperatura, éstos se conectan en paralelo con el patrón de
referencia, se comparan las indicaciones de los transmisores con las
indicaciones de los patrones, entonces, la salida de los transmisores puede ser
ajustada a la lectura de los patrones de referencia correspondientes. Este
método de ajuste es forzoso para los transmisores de temperatura que utilizan
termopares o resistencias de platino. Los certificados de calibración de los
transmisores de presión deben indicar el nivel de referencia, para las posibles
correcciones de presión de columna.
Los transmisores de presión y
temperatura se deben de calibrar junto con el acondicionador de señal y por
otro lado el acondicionador de señal se debe calibrar separadamente aplicando
una señal conocida utilizando un generador de señal con exactitud adecuada.
Los transmisores de presión
diferencial se deben calibrar a la presión estática del proceso, a menos que
haya evidencia que la presión estática no afecta la exactitud. La calibración
se puede realizar con:
a) una balanza de presión diferencial de exactitud adecuada, o
b) con dos balanzas de presión, o
c) con una balanza de presión y un manómetro diferencial patrón.
C3.1 Periodos
de calibración de transmisores de presión y temperatura.
A menos que otra cosa sea
especificada, se recomienda establecer el periodo de calibración de los
transmisores. Si el transmisor es nuevo, se recomienda calibrarlo anualmente, a
medida que se va calibrando y se cuenta con un historial de su comportamiento
se puede recomendar el disminuir, mantener o ampliar el intervalo de re
calibración.
C3.2 Revisiones
intermedias de los transmisores de presión y temperatura.
Dentro del periodo de calibración se
deben de realizar revisiones intermedias para comprobar que las posibles
desviaciones o derivas del transmisor se mantengan dentro de los límites
permitidos para garantizar la incertidumbre requerida. Estas revisiones
intermedias también deben realizarse periódicamente y su periodicidad dependerá
de la estabilidad del Instrumento Bajo Calibración (IBC). Inicialmente, si el
periodo de calibración es de un año, se recomienda revisarlo cada medio año. La
revisión intermedia se puede realizar con un manómetro de mejor clase de
exactitud o con uno de la misma clase, siempre y cuando cuenten con calibración
vigente y se apliquen las correcciones pertinentes.
En el caso de transmisor de
temperatura con termopares, debido a la degradación de los termopares a altas
temperaturas, el periodo de revisión intermedia debe tener una frecuencia
mínima de tres meses. En caso de que un transmisor sea removido de la línea de
proceso, antes de volverlo a instalar se debe de hacer una revisión intermedia
en al menos un punto de calibración para confirmar que se mantiene bajo las
especificaciones requeridas.
Las revisiones intermedias referidas,
así como las acciones derivadas de dichas revisiones deben
ser registradas en la bitácora de eventos de la Central Eléctrica a la que se
refiere en 19.4
del presente PROY-NOM.
C3.3 Instrumentación
redundante.
Para las mediciones que intervienen en
el cálculo de la energía se debe utilizar instrumentación redundante con al
menos dos instrumentos de las mismas características metrológicas que midan la
misma variable al mismo tiempo. En este caso se debe de tener un estudio del
comportamiento de cada Transmisor, evaluando la deriva de cada uno y así
considerar al de mejor comportamiento para propósitos de cálculo.
C3.4 Conexión
a tierra.
Todos los cables que lleven señales de
los sensores de presión y temperatura deben estar aterrizados para evitar
distorsiones de la señal de los sensores.
C3.5 Programa
de aseguramiento de la calidad.
El programa de aseguramiento de la
calidad permite documentar los procedimientos de calibración, entrenamiento del
personal, registro de los patrones de calibración y de los instrumentos
calibrados, programas de recalibración y el historial de los instrumentos. El
programa de aseguramiento de la calidad debe ser diseñado para asegurar que los
transmisores serán calibrados cuando les corresponde, de acuerdo con la fecha
programada. El programa de aseguramiento de calidad debe ser auditado
periódicamente.
C3.6 Patrones
de referencia.
El patrón debe tener trazabilidad al
Sistema Internacional de Unidades a través del laboratorio nacional que tenga
reconocida su capacidad de medición en la Oficina Internacional de Pesas y
Medidas o a través de laboratorios acreditados reconocidos por ILAC. El Patrón
debe tener un intervalo calibrado que cubra el intervalo a calibrar del IBC. En
el caso de los transmisores de presión, el patrón para calibrarlos debe tener
una incertidumbre tres veces mejor que la tolerancia del transmisor
especificada por el fabricante.
En el caso de los transmisores de
temperatura, el patrón para calibrarlos debe tener una incertidumbre dos veces
mejor que la tolerancia del transmisor especificada por el fabricante. La
incertidumbre del patrón debe incluir la contribución a la incertidumbre debida
al error declarado en su calibración y su error debe ser corregido antes de
comparar su indicación con la del transmisor a calibrar.
C3.7 Condiciones
ambientales.
Es recomendable calibrar los
transmisores a las condiciones ambientales de trabajo normal, pero debido a que
normalmente no se encuentran en instalaciones con temperatura controlada se
recomienda calibrarlos a temperatura de 20 °C ± 3 °C, aplicando las
correcciones necesarias y que los transmisores tengan compensación térmica para
mantener su exactitud en un intervalo de temperatura. Si se excede este
intervalo se deben hacer las correcciones pertinentes de acuerdo con el manual
del fabricante.
C3.8 Puntos de calibración.
Los puntos de calibración se definen por la clase de exactitud del
instrumento a calibrar. Por su clase de exactitud, los transmisores de presión
deben medirse al menos en 8 puntos de su intervalo de medición. Es requisito
que los transmisores de temperatura se calibren en al menos 5 puntos cubriendo
desde 15 °C debajo de la temperatura mínima de trabajo hasta un 50 °C arriba de
la temperatura máxima de trabajo, si la capacidad del sensor lo permite.
C3.9 Determinación de histéresis.
Los transmisores de presión se deben calibrar, en todos los puntos, en
al menos un ciclo y medio de series ascendentes y descendentes para determinar
histéresis. Los transmisores de temperatura se deben calibrar, en todos los
puntos, en ascenso y en descenso para determinar histéresis.
C3.10 Intervalos de medición.
Algunos instrumentos se utilizan en diferentes intervalos de toda su
capacidad de medición. Cada intervalo que se utilice en el proceso debe ser
calibrado.
C.4 Instalación
C4.1 Transmisores de presión.
Los Transmisores de vacío deben de instalarse en la línea con pendiente
hacia arriba. Todas las líneas de detección de vapor o agua deben ser purgadas
con una pequeña cantidad de aire o nitrógeno para evitar la formación de
columnas de agua en la línea. Antes de iniciar la prueba se debe tomar lecturas
con el sistema de purga prendido y apagado para asegurar que no haya influencia
de columnas de agua en la línea.
Los transmisores de presión relativa de servicio de gas deben instalarse
en la línea de detección con pendiente hacia arriba. Este método evita
inexactitudes por posibles condensaciones en la línea de detección.
Los transmisores de presión en servicio de líneas de agua o vapor deben
instalarse con la línea de detección con pendiente hacia abajo, esto asegura
que la línea de detección siempre estará llena de agua. Para el servicio de
vapor, la línea de detección debe extenderse horizontalmente al menos 60 cm
desde la fuente, antes de que la pendiente hacia abajo inicie. Esto permitirá
la condensación y que la pendiente hacia abajo se llene totalmente de líquido.
Las columnas de líquido generan una presión de columna que debe corregirse
respecto a la presión medida.
C4.2 Correcciones por presión de columna.
Para hacer el cálculo de la presión de columna se requiere conocer la
aceleración de la gravedad local y la densidad del fluido. Para la estimación
de la densidad del fluido manométrico, comúnmente se requiere conocer la
temperatura y presión del fluido y la presión atmosférica con el objetivo de
calcular la densidad en función de temperatura y presión, de acuerdo con la
ecuación C. 1:
|
(C. 1) |
donde
ρ = es la densidad del fluido, depende de la temperatura y presión
g
= es la aceleración de la gravedad local, depende de la latitud y altitud
h
= es la altura de la columna de fluido
La aceleración de
la gravedad se puede calcular con base en la ecuación C. 2, la cual depende de
las variables latitud y altitud, obtenidas por medio de tecnología GPS.
|
(C. 2) |
donde:
gl = aceleración local de la gravedad en m/s2.
= latitud en grados.
H
= altitud del lugar, altura sobre el nivel del mar en m.
G
= 9,780 318 m/s2 aceleración de la gravedad en el ecuador.
b1
= 0,005 302 4.
b2
= 0,000 005 8.
Cada transmisor de presión debe de
instalarse con una válvula de aislamiento al final de la línea de detección,
aguas arriba del instrumento. Esta válvula permite ventear y eliminar
sedimentos antes de instalar el transmisor.
Los transmisores de presión
diferencial se utilizan para la medición de flujo de gases o líquidos. El flujo
del fluido en el sensor de flujo produce una caída de presión; el transmisor de
presión diferencial mide esta diferencia de presión, la cual se utiliza para el
cálculo del flujo del fluido. Debe de ser instalado con una válvula de 5 vías,
a fin de eliminar la posibilidad de fugas después de la válvula de ecualización.
Si el transmisor de presión diferencial es usado para gas, la línea de
detección debe tener pendiente hacia arriba del instrumento, a fin de eliminar
la posibilidad de error por la condensación de humedad en la línea
de detección.
Los transmisores de presión
diferencial usados en vapor, agua u otro líquido, deben de instalarse con la
línea de detección hacia abajo. Cuando un transmisor de presión diferencial se
instala sobre un sensor de flujo que está localizado en una línea vertical de
vapor o agua, es necesario realizar una corrección.
C4.3 Verificación
de fugas.
Una vez instalados todos los
transmisores de presión se debe verificar la hermeticidad de la línea. Para
verificar si existen fugas, se aísla el sistema de purga y se cierra la fuente
de presión; si no hay fugas, la indicación de los transmisores no cambiará.
C4.4 Transmisores
de temperatura
Todos los cables de señal de
temperatura deben ser aterrizados para drenar cualquier corriente inducida por
equipo eléctrico cercano. Todos los cables de señal deben ser instalados lejos
de cualquier motor, generador, conductores eléctricos y paneles de servicio
eléctrico.
C4.5 Incertidumbre
requerida
Los transmisores de temperatura
requieren tener una incertidumbre menor o igual a 0.3 °C para temperaturas
menores a 93 °C, y no más de 0.6 °C para temperaturas mayores a 93 °C.
C4.6 Sensores
de termopar
Los termopares son sensores
diferenciales cuya respuesta se incrementa con la diferencia de temperatura
respecto a la temperatura de referencia; la sensibilidad varía dependiendo del
tipo de termopar. Los termopares tipo E presentan mejor sensibilidad y se
pueden usar hasta temperaturas de 760 °C.
Los termopares son susceptibles a derivar debido a cambios bruscos de
temperatura por lo que se debe evitar los choques térmicos.
C4.7 Sensores
de resistencia de platino
Los sensores de resistencia de platino
con arreglo de 4 hilos pueden ser utilizados en las mediciones de las Centrales
Eléctricas, pudiendo medir hasta 650 °C. El cálculo de temperatura para los
sensores de temperatura resistiva (RTD por sus siglas en inglés) se debe
realizar de acuerdo con la Escala Internacional de temperatura EIT-90.
C4.8 Calibración
de los transmisores de temperatura
La calibración de los transmisores de
temperatura se debe hacer insertando el sensor del transmisor en un baño
termostático junto al sensor del termómetro patrón. La temperatura se ajusta
con el control del baño termostático y se deja estabilizar hasta que las
variaciones sean menores que la incertidumbre
del termómetro patrón.
C.5 Instalación de sensores de temperatura.
C5.1 Medición
de temperatura en un tubo o recipiente.
La medición de temperatura de un
fluido en un tubo o recipiente es acompañada de la instalación de un termopozo,
con profundidad y diámetro adecuados para cada caso. Además, el fondo del
termopozo debe ser de la misma forma que la punta del sensor de temperatura
para hacer eficiente el contacto térmico. El termopozo debe ser colocado en un
área donde el fluido está bien mezclado y libre de gradientes, si se localiza
cerca de la descarga de un calentador, turbina o condensador el termopozo debe
estar aguas abajo de un codo en el tubo. Si se instala más de un termopozo, éste
debe instalarse en el lado opuesto del tubo y no directamente aguas abajo del
otro termopozo.
Cuando se instala el sensor de
temperatura en el termopozo se debe presionar con resortes para forzar el
contacto de la punta del sensor con el fondo del termopozo. Para mediciones de
alta exactitud se recomienda que se aísle la parte saliente del termopozo para
reducir las fugas térmicas.
Para medir la
temperatura de vapor sobrecalentado, la localización del termopozo respecto a
la inyección de rocío sobrecalentado debe ser cuidadosamente seleccionada. El
termopozo debe ser localizado donde el agua sobrecalentada esta vigorosamente
mezclada con el vapor, esto puede ser complementado colocando el termopozo
aguas debajo de 2 codos en la línea de vapor después del punto de inyección.
C5.2 Medición de temperatura en fluido a baja
presión en un tubo o recipiente
Si se mide la
temperatura de un fluido a baja presión el sensor de temperatura puede ser
colocado directamente sobre el tubo o recipiente.
C5.3 Medición de temperatura de productos de
combustión en un ducto
La medición de
temperatura de un fluido en un ducto requiere de varios puntos de medición para
minimizar el efecto de los gradientes térmicos. Generalmente la presión en los
ductos es baja o negativa de tal manera que los termopozos no se requieren. El
número de puntos recomendado son uno cada 2.7 m, mínimo 4 puntos, máximo 36
puntos.
Apéndice D
(Normativo)
Requisitos detallados para la medición de poder calorífico de sólidos,
líquidos y gases
D.1 Introducción.
El poder
calorífico se debe expresar en unidades de MJ/kg. El poder calorífico superior
se representa como Qg. y el poder calorífico inferior se representa como Qn (ASTM D4809-18).
D.2 Combustibles líquidos.
Las Normas
Oficiales Mexicanas utilizadas como referencia para la determinación del poder
calorífico en combustibles líquidos son las siguientes:
a) Norma Oficial Mexicana de Emergencia NOM-016-CRE-2016, Especificaciones de calidad de los petrolíferos.
b) Norma Oficial Mexicana NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005, Especificaciones de los combustibles fósiles para la protección ambiental.
c) Norma Mexicana NMX-AA-174-SCFI-2015. Especificaciones y requisitos para la certificación de sustentabilidad ambiental en la producción de bioenergéticos líquidos de origen vegetal.
Para el caso de
interés, de los combustibles líquidos fósiles utilizados en la generación de
energía eléctrica la Norma Oficial Mexicana NOM-016-CRE-2016, establece las
especificaciones y métodos de prueba para los combustibles líquidos,
especialmente los métodos de prueba para la determinación del poder calorífico.
En este sentido, la NOM-016-CRE-2016 establece los métodos de prueba ASTM
D4868-17 y ASTM D4809-18, para la estimación de calor inferior y superior de
combustión, de combustibles industriales fósiles líquidos y para quemadores.
Particularmente el combustible industrial de mayor interés en la generación de
energía eléctrica es el combustóleo, y en menor grado, el diésel.
D2.1 Determinación del poder calorífico superior e
inferior de combustibles fósiles líquidos. Método Instrumentado. Bomba
Calorimétrica.
La determinación
del poder calorífico por métodos instrumentados, no empíricos, implican la
utilización de una bomba calorimétrica para determinar el poder calorífico
superior y posteriormente determinar el poder calorífico inferior o neto. Esto
en función del contenido de hidrógeno en la muestra, el cual es previamente
determinado por el método de la lámpara o por resonancia magnética nuclear.
La determinación
del calor de combustión por bomba calorimétrica debe realizarse de acuerdo con
el método de prueba ASTM D4809-18. Este método de prueba es directamente
aplicable, a combustibles como gasolinas, querosenos, combustóleo No. 1 y No.
2, diésel 1-D y 2-D, 0-GT, y gas turbina 0-GT, 1-GT y 2-GT.
D.2.1.1 Equipo mayor, reactivos y materiales
requeridos.
a) Calorímetro. Para la determinación del poder calorífico superior, de acuerdo con las condiciones de operación se recomienda el uso de calorímetros isoperibólicos, tales como el modelo 6200 Parr® o el IKA® C 6000 Isoperibol.
b) Acido benzoico, en forma de pellets, material de referencia certificado en el poder calorífico superior.
c) Alambre de encendido: Tres opciones: alambre de platino de 0.127 mm (No. 36), alambre de hierro No. 34 B & S, o alambre de cromel C. Cortados en segmentos de 100 mm de longitud.
d) Indicador rojo de metilo.
e) Oxígeno comercial.
f) Cinta sensible a la presión, de celofán de 38 mm de ancho, libre de cloro y azufre, para adicionar el combustible al porta muestras (copa).
g) Solución para titulación: de hidróxido de sodio 0.0866 N.
h) Trimetilpentano (isooctano), para combustibles volátiles.
i) Agua tipo IV y tipo II (ASTM D1193-06).
j) Para calcular el poder calorífico inferior, es necesario determinar el contenido de hidrógeno en la muestra de combustible, por medio de los métodos de prueba ASTM D1018-11 o ASTM D7171-16, para lo cual se requiere el uso del arreglo lámpara-quemador de cristalería de laboratorio (ASTM D1018-11) o la utilización de un espectroscopio de resonancia magnética nuclear de baja resolución (ASTM D7171-16), como el modelo Minispec Bruker® o el SpinPulse CX-20 Cosa Xentaur®, entre otros.
D.2.1.2 Procedimiento
general de operación del calorímetro.
Las principales etapas en la
determinación del poder calorífico superior mediante bomba calorimétrica
implican la estandarización o calibración del equipo, la preparación y pesada
de la muestra, el ajuste de la temperatura del agua del calorímetro y su
pesada, la medición del incremento de la temperatura durante la ignición y el
análisis de los contenidos de la bomba después de la ignición. A continuación,
se describen, de forma general estas etapas. En el Apéndice E, se presenta el
procedimiento detallado para realizar la prueba calorimétrica.
D.2.1.2.1 Estandarización
del calorímetro.
La estandarización o calibración del calorímetro,
es el primer paso para la determinación del poder calorífico superior por
calorimetría, e implica la determinación de la energía equivalente del
calorímetro, que corresponde a la capacidad calorífica del equipo determinada a
partir de un material de referencia, en este caso, ácido benzoico. Después de
haber establecido un valor de energía equivalente, se recomienda determinar
este valor a intervalos frecuentes usando ácido benzoico, utilizando el
promedio de las últimas seis determinaciones realizadas mientras éstas tengan
un Desplazamiento Espectral de Respuesta (RSD por sus siglas en inglés) de 0.1
% o menos. En el caso del uso de combustibles volátiles en el equipo, la
energía equivalente puede ser determinada utilizando 2,2,4 trimetil pentano.
D.2.1.2.2 Pesada de la muestra.
Al tratarse de
combustibles líquidos, el volumen de la muestra a agregar a la copa
(portamuestras), previamente pesada junto con la cinta sensible a la presión,
necesario para producir un incremento de temperatura equivalente a
aproximadamente 30000 J, puede ser calculado con la ecuación D. 1:
|
(D. 1) |
donde:
V= volumen de la muestra a utilizar, cm3.
W = energía equivalente del calorímetro, J/oC.
Q = poder calorífico aproximado de la muestra, MJ/ kg.
D = densidad de la muestra, g/cm3.
Una vez que el volumen haya sido agregado es necesario registrar el peso
nuevamente.
D.2.1.2.3 Ajuste
de la temperatura del agua y pesada.
Pesar el contenedor del
agua, seco, y posteriormente agregar el agua tipo IV, entre 2000 g y 2100 g. Para
el caso isoperibólico, el ajuste de la temperatura debe realizarse de tal forma
que se encuentre unas pocas décimas de grado debajo de la temperatura inicial
deseada.
D.2.1.2.4 Medición
de la temperatura durante la ignición.
En los calorímetros
isoperibólicos, la medición de la temperatura está completamente instrumentada
y automatizada, es decir, el usuario no realiza ningún registro manual. En un
periodo intermedio de aproximadamente 12 minutos, la carga en la bomba es
encendida, ocurriendo un cambio de temperatura, debido principalmente al calor
liberado por la reacción de combustión en la bomba y en segundo término, con
mucho menos influencia, al calor de agitación y al intercambio de calor con el
medio. En un periodo final, de 9 a 11 minutos, el cambio de temperatura se debe
nuevamente sólo a las filtraciones de calor y al calor de agitación.
D.2.1.2.5 Análisis de residuos y correcciones.
Una vez
finalizada la prueba en el calorímetro, es necesario lavar la bomba, los
electrodos y la copa, con la menor cantidad posible de agua tipo II,
preferentemente menos de 300 ml. Estos lavados
deben ser titulados con la solución estándar alcalina utilizando como indicador
naranja de metilo para determinar la presencia de ácido nítrico. Además, será
necesario realizar las correcciones por:
a) Corrección por formación con ácido nítrico (e1).
b) Corrección por ácido sulfúrico (e2).
c) Corrección por la utilización de cinta sensible a la presión (e3).
d) Corrección por alambre de ignición (e4).
D.2.1.3 Metodología de cálculo.
El calor de
combustión determinado por calorimetría corresponde al calor de combustión
superior a la temperatura final del experimento, Qg (t, °C). Los lineamientos de la Comisión establecen
como parámetro de evaluación, el poder calorífico inferior, Qn, por lo que en la presente sección se
presentan las ecuaciones D. 2 D. 3 y D. 4 para los cálculos posteriores
independientes, necesarios para determinar el poder calorífico inferior Qn. Asimismo, la ecuación D. 4
a) Cálculo del poder calorífico superior
a la temperatura del experimento, Qg (t °C).
|
(D. 2) |
b) Determinación del poder calorífico
superior a 25 °C, Qg (25 °C.).
|
(D. 3) |
c) Determinación del poder calorífico
inferior a 25 °C, Qn (25 °C).
|
(D. 4) |
donde:
Qn (25 °C) = poder calorífico inferior a presión constante, MJ/kg.
Qg (25 °C) = poder calorífico superior a volumen constante y a 25 °C,
MJ/kg.
e1, e2, e3, e4= las correcciones indicadas en el apartado D.2.1.2.5
A = factor de corrección del calor de
combustión a partir de la temperatura de combustión. Los valores de A están
tabulados en el Apéndice G, en función del Qg. (MJ/kg°C)
H = Contenido de hidrógeno, % masa,
determinado por medio de los métodos de prueba ASTM D1018-11 o ASTM D7171-16.
El contenido de
hidrógeno en combustóleos está en un rango aproximado de 10 % a 13 %. Por lo
tanto, la diferencia entre el poder calorífico superior y el poder calorífico
inferior se estima entre 5.5 % y 6.5 % para este tipo de combustibles.
D.2.1.4 Determinación del contenido de hidrógeno y
azufre en los combustibles líquidos industriales para la generación de energía
eléctrica.
D.2.1.4.1 Contenido de Hidrógeno.
Para calcular el
poder calorífico inferior es necesario determinar el contenido de hidrógeno en
el combustible, empleando los métodos de prueba ASTM D1018-11 o ASTM D7171-16.
En el método ASTM
D1018-11 la determinación del contenido de hidrógeno (% masa) se realiza a
partir de la determinación del agua colectada en un arreglo lámpara-quemador de
cristalería de laboratorio. Los cálculos requeridos para la determinación del
porcentaje de masa de hidrógeno se obtienen a partir de las ecuaciones D. 5 y
D. 6:
|
(D. 5) |
|
|
|
(D. 6) |
donde:
W = gramos corregidos de agua colectada.
w = gramos de agua absorbida.
t = tiempo, en segundos, para el análisis
completo.
s = tiempo, en segundos, transcurrido entre la
ignición del quemador y la inserción de la lámpara
en la chimenea.
g = gramos de la muestra quemada.
Por otra parte,
el método de prueba ASTM D7171-16 implica la utilización de un espectroscopio
de resonancia magnética nuclear de baja resolución, (1 milisegundo o menos). La
determinación del porcentaje en masa de hidrógeno se realiza directamente en el
equipo por medio de rutinas de software basadas en la calibración, la respuesta
del equipo y la masa de la muestra.
D.2.1.4.2 Repetitividad.
La diferencia
entre resultados sucesivos, exceden los siguientes valores en uno de veinte
casos:
Tabla D. 1 - Repetitividad.
|
Repetitividad, MJ/kg |
|
Método |
Superior |
Inferior |
Todos los
combustibles |
0.097 |
0.096 |
No-volátiles |
0.096 |
0.099 |
Volátiles |
0.1 |
0.091 |
D.2.1.4.3 Reproducibilidad.
La diferencia
entre dos resultados independientes excede los siguientes valores en uno de
veinte casos:
Tabla D. 2 - Reproducibilidad
|
Reproducibilidad, MJ/kg |
|
Método |
Superior |
Inferior |
Todos los
combustibles |
0.228 |
0.324 |
No-volátiles |
0.239 |
0.234 |
Volátiles |
0.207 |
0.450 |
D.2.1.4.4 Error
sistemático.
El sesgo, MJ/kg para el calor superior
es de 0.001 MJ/kg y para el calor inferior es 0.089 MJ/kg.
D.2.1.4.5 Incertidumbre.
Las principales fuentes de
incertidumbre para el cálculo del poder calorífico inferior de combustibles
líquidos son la repetitividad, la reproducibilidad, el error sistemático y la
incertidumbre asociada a la calibración del equipo usando ácido benzoico. Por
lo tanto, tomando como base para el cálculo el poder calorífico inferior
promedio para el combustóleo de 43.7164 MJ/kg, el porcentaje de incertidumbre
expandida es de 4.2 %.
D.2.1.5 Forma
de medición.
Dadas las características para la
determinación del poder calorífico inferior, la medición continua en el tiempo
no es factible, por lo que se recomienda llevar a cabo esta determinación por
lote de muestra o por intervalos de tiempo definidos, por ejemplo, número de
veces al día. El monitoreo de los análisis químicos y caloríficos puede
llevarse a cabo en línea vía Ethernet.
Tabla D. 3 - Especificaciones del método de medición del
poder calorífico de combustibles líquidos.
Método de Prueba |
Equipo |
Fuentes de Incertidumbre |
Incertidumbre expandida del Poder
Calorífico |
ASTM
D4809-18 Poder Calorífico Superior e Inferior |
Bomba
Calorimétrica, también llamado calorímetro isoperibólico |
Repetitividad Reproducibilidad Calibración Error
Sistemático |
4.2 % |
D.3 Poder calorífico de sólidos.
Para el caso de la determinación del
poder calorífico de sólidos utilizados para la generación de energía eléctrica
tales como los residuos agroindustriales, biomasas, o carbón las metodologías
estandarizadas implican la utilización de la bomba calorimétrica.
Para los combustibles fósiles sólidos,
tales como carbón y coque, se tiene la NMX-B-030-1984, Industria Siderúrgica,
Carbón y Coque, valor calorífico del combustible sólido- bomba calorimétrica
adiabática-método de prueba. Para combustibles no fósiles, se cuenta con la
norma NMX-AA-033-1985, Protección al Ambiente-Contaminación del Suelo-Residuos
Sólidos Municipales-Determinación del Poder Calorífico Superior.
A nivel internacional, la
determinación del poder calorífico de combustibles sólidos fósiles está
completamente estandarizada:
a) ASTM D5865-13 Método Estándar para el poder calorífico de Carbón y Coque.
b) ISO 1928:2009. Combustibles minerals sólidos. Determinación del poder calorífico por el método de bomba calorimétrica y cálculo del poder calorífico neto.
c) DIN 51900-1:2000. Determinación del poder calorífico superior de sólidos y líquidos usando una bomba calorimétrica y cálculo del poder calorífico inferior.
d) DIN 51900-2:2003. Determinación del poder calorífico de combustibles sólidos y líquidos utilizando calorímetro isoperibólico o static-jacket y cálculo del poder calorífico neto.
Para el caso de los combustibles no
fósiles, tales como biomasas y residuos agroindustriales, la determinación del
poder calorífico en la práctica científica está basada en la utilización de las
normas aplicables a los combustibles fósiles sólidos como el carbón. Todos los
métodos de prueba para combustibles sólidos, establecen el uso de bombas
calorimétricas isoperibólicas o adiabáticas.
Debido a las condiciones de operación,
como en el caso de los combustibles líquidos, el presente protocolo contempla
solamente el uso de bombas calorimétricas isoperibólicas.
El procedimiento de operación del
calorímetro para la determinación del poder calorífico de combustibles sólidos,
es el mismo respecto a aquel descrito en el caso de combustibles líquidos.
D3.1 Protocolo
para la determinación del poder calorífico superior e inferior de combustibles
sólidos. Método Instrumentado. Bomba Calorimétrica.
D.3.1.1 Requerimientos
de la muestra y equipamiento mayor.
a) La muestra sólida debe ser pulverizada para pasar el tamiz No. 60, 250 µm, preparada de acuerdo con el método ASTM D2013. El muestreo debe llevarse a cabo de acuerdo con el método ASTM D2234-17 o ASTM D7430-18.
b) Calorímetro isoperibólico por ejemplo el modelo 6200 Parr® o el IKA® C 6000 Isoperibol.
c) Material de referencia de ácido benzoico, en forma de pellets, material de referencia certificado en el poder calorífico superior.
d) Indicador rojo de metilo.
e) Oxígeno comercial.
f) Solución para titulación: de hidróxido de sodio 0.0866 N.
g) Horno de espacio libre mínimo de aire y horno de secado al aire para la determinación de humedad.
h) Mufla eléctrica para la determinación de cenizas.
i) Analizador de azufre y analizador de carbón, hidrógeno y nitrógeno.
j) Agua tipo IV y tipo II (ASTM D1193-06).
D.3.1.2
Procedimiento general para muestras sólidas y correcciones.
a) Estandarización del calorímetro.
b) Pesada de la muestra.
c) Determinación del poder calorífico superior, mediante el uso de la bomba calorimétrica, de la muestra pulverizada y preparada de acuerdo con el método ASTM D2013. En el Apéndice E. se describe a detalle el procedimiento general de operación de un calorímetro.
d) Llevar a cabo la determinación de la humedad de acuerdo con las bases as-determined y as-received, esta última base corresponde a la humedad total. La humedad de la base as-determined, se determina de acuerdo con los métodos ASTM D3173/D3173M-17a o ASTM D7582-15. Por otro lado, la humedad total, es determinada de acuerdo con el método ASTM D3302/D3302M-17. La cantidad total de humedad de la muestra también puede ser evaluada usando la humedad determinada con los métodos ASTM 3173/3173M o ASTM D7582-15, conjuntamente con la evaluación de la pérdida de humedad por aire seco descrita en una de las secciones de la norma ASTMD3302. Se recomienda llevar a cabo la determinación total de la humedad, dentro de un plazo de 24 horas de la medición del poder calorífico superior.
e) Corrección por ácido nítrico.
f) La corrección por ignición
g) Análisis de azufre de la muestra de acuerdo con el método ASTM D4239-17. A partir del porcentaje peso de azufre, calcular las correcciones por azufre, ec3.
h) Corrección por combustión incompleta.
i) Cálculo del poder calorífico inferior. Este cálculo se lleva a cabo a partir del contenido de hidrógeno, nitrógeno, oxígeno y humedad, así como el poder calorífico superior y las correcciones correspondientes. La descripción general de las metodologías ASTM para la determinación de estos parámetros se presenta en la siguiente sección.
D.3.1.3 Metodología
de cálculo.
El algoritmo de cálculo para
determinar el poder calorífico inferior a presión constante, requerido por la
CRE, de combustibles sólidos es el siguiente:
D.3.1.3.1 Poder
calorífico superior a volumen constante.
El poder calorífico superior a volumen
constante, corresponde al poder calorífico determinado por el equipo (bomba
calorimétrica) tomando en cuenta las correcciones pertinentes. El poder
calorífico superior se calcula a partir de la ecuación D. 7 y es el utilizado
para los cálculos posteriores:
|
(D. 7) |
donde:
Qg,vad = poder calorífico superior a volumen constante de la muestra
pulverizada y preparada de acuerdo con el método ASTMD 2013, J/g.
W = capacidad calorífica del calorímetro, J/oC.
Δt = incremento de temperatura corregido, oC.
ec1 = corrección por ácido.
ec2 = corrección por el alambre de ignición.
ec3 = corrección por contenido de azufre.
ec4 = corrección por el uso de un material auxiliar de la combustión.
D.3.1.3.2 Factor de corrección constante por el cambio
de volumen a presión constante.
El factor de corrección constante por el cambio de volumen a presión
constante se expresa
en la ecuación D. 8
|
(D. 8) |
donde
(Qv-p) = es el factor de corrección constante por el cambio de volumen a
presión constante
R = es la constante universal de los gases (8.314 J/mol-K)
T = es la temperatura de referencia termoquímica estándar, 298 K
Had, Oad y Nad = es el contenido, % masa, de hidrógeno, % oxígeno y % nitrógeno en la
muestra, sobre la base as-determined.
El porcentaje de contribución de
hidrógeno y oxígeno debido a la humedad no debe estar contenido en los términos
Had y Oad. Para el caso de que únicamente se disponga del contenido de humedad
sobre la base as-determined, Mad, así como del porcentaje de hidrógeno y porcentaje de oxígeno, (%Hm, %Om) incluyendo la humedad, los términos Had y Oad se pueden calcular de acuerdo con las ecuaciones D. 9 y D. 10:
|
(D. 9) |
|
|
|
(D. 10) |
D.3.1.3.3 Cálculo de las energías asociadas al calor de
vaporización del agua.
La energía
asociada al calor de vaporización del agua originado a partir del hidrógeno de
la muestra, siendo Hvap el calor de vaporización, a presión constante del agua a 25 °C, 43985
J/mol se determina con la ecuación D. 11:
|
(D. 11) |
La energía
asociada al contenido de humedad sobre la base as-determined, Qmad y la energía asociada al contenido de
humedad sobre la base as-received, Qmar, se calculan a partir de las ecuaciones D. 12 y D. 13:
|
(D. 12) |
|
|
|
(D. 13) |
donde:
Mɑd y Mɑr = son los valores del contenido de
humedad, % peso, respecto a las bases as-determined y la base as-received,
respectivamente.
D.3.1.3.4 Cálculo del poder calorífico inferior a
presión constante, respecto al contenido total de humedad, Qn,par:
Para los efectos
de este protocolo de medición, y dada la naturaleza de los combustibles sólidos
posibles a utilizar (biomasas, residuos agrícolas, carbón, etc), únicamente se
considera el poder calorífico inferior a presión constante sobre la base
as-received, ya que ésta considera el total de humedad presente en la muestra,
calculándose dicho poder calorífico inferior conforme a la ecuación D. 14:
|
(D. 14) |
El cálculo del poder calorífico
inferior a partir de valores de base seca se presenta en el Apéndice F.
D.3.1.4 Determinación
de parámetros para calcular el poder calorífico inferior.
D.3.1.4.1 Humedad.
a) ASTM D3173/D3173M-17a. Corresponde a la humedad de la base as-determined, . En este método la humedad es determinada estableciendo la pérdida de peso de la muestra cuando es calentada en un horno de secado bajo condiciones establecidas de temperatura, tiempo y atmósfera inerte.
b) ASTM D7582-15. Es un método completamente instrumental, en el que la masa de la muestra (1 g aproximadamente), en una atmósfera controlada, es registrada continuamente en función del tiempo y la temperatura.
c) ASTM D3302/D3302M-17. Este método para la determinación de humedad total, corresponde a la humedad sobre la base as-received. Este método de prueba está basado en la pérdida de peso de la muestra en una atmósfera de aire controlada rígidamente.
D.3.1.4.2 Cenizas
ASTM D3174-12.
Las cenizas son determinadas mediante el peso de los residuos de la combustión
de la muestra bajo condiciones controladas de temperatura y atmósfera.
D.3.1.4.3 Azufre
Norma ASTM
D4239-17. En este método, la cantidad de azufre (% masa) es determinada por
titulación ácido-base, titulación iodométrica o por radiación infrarroja.
Actualmente existen equipos para realizar la determinación de azufre de acuerdo
con este método de prueba tales como el horno de inducción CS800 de Eltra®
o el S832 de Leco®.
D.3.1.4.4 Carbón, hidrógeno, nitrógeno y oxígeno
a) ASTM D5373-16. Este método de prueba trata de la determinación instrumental del porcentaje masa de carbón, hidrógeno y nitrógeno de forma concurrente. El método consiste en la combustión de la muestra a altas temperaturas en atmósfera de oxígeno, y el subsecuente análisis cuantitativo de los gases.
b) Oxígeno. Para el contenido de oxígeno no existe un método ASTM directo para su determinación, por lo que debe ser calculado a partir del contenido de los componentes especificados en el método ASTM D3176-15 (porcentaje peso de carbono, hidrógeno, nitrógeno, azufre y cenizas), de acuerdo con la ecuación D. 15:
|
(D. 15) |
D.3.1.5 Precisión.
D.3.1.9.1 Caso 1. Poder calorífico superior.
Los siguientes valores de repetitividad y reproducibilidad, corresponden
al poder calorífico superior a volumen constante.
Repetitividad: El valor debajo del cual la diferencia absoluta entre dos
resultados calculados, a base seca (ASTM D3180-15), de mediciones separadas y
consecutivas, puede esperarse que ocurra con una probabilidad del 95 %.
Tabla D. 4
- Repetitividad para el poder calorífico superior.
Material |
Rango de poder
calorífico grueso J/g |
Límite de
Repetitividad J/g |
Coke |
Nominal: 30340 J/g |
126 |
Carbón Bituminoso |
26280-34190 |
149 |
Carbón subbituminoso-lignito. |
21860-27680 |
193 |
Reproducibilidad: El valor debajo del cual la diferencia absoluta entre
dos resultados calculados a base seca (ASTM D3180-15), llevados a cabo en
diferentes laboratorios, puede esperarse que ocurra con una probabilidad del 95
%.
Tabla D. 5
- Reproducibilidad para el poder calorífico superior.
Material |
Rango de poder
calorífico grueso J/g |
Límite de Reproducibilidad J/g |
Coque |
Nominal: 30340 J/g |
258 |
Carbón Bituminoso |
26280-34190 |
256 |
Carbón subbituminoso-lignito. |
21860-27680 |
381 |
D.3.1.9.2 Caso
II. Precisión del poder calorífico inferior.
Incertidumbre: El presente método de
prueba no especifica valores para la repetitividad y reproducibilidad para el
poder calorífico inferior, requerido por la Comisión. Los valores de este poder
calorífico inferior seco se ven afectados por los errores de cada una de las
determinaciones necesarias para su cálculo, tales como la humedad y el
contenido de hidrógeno y oxígeno. Para la estimación de la incertidumbre
expandida asociada a la determinación del poder calorífico inferior, las
principales fuentes consideradas son: repetitividad y reproducibilidad (poder
calorífico superior), incertidumbre de la calibración con ácido benzoico, y la
incertidumbre asociada a la determinación del contenido de humedad, siendo este
último, el factor más crítico que afecta el contenido energético de un sólido.
Por lo tanto, tomando como base de cálculo un valor promedio de poder
calorífico inferior para el carbón y distintos tipos de biomasa (Aniszewska et
al. 2014) de 23.5676 MJ/kg, el porcentaje de incertidumbre expandida, es de
8.20 %. Es necesario aclarar que este valor, sólo puede ser contemplado para la
misma especie de combustible sólido, dado la gran variedad que pudiera ser
utilizado.
Forma de medición: Dado las
características para la determinación del poder calorífico inferior, la
medición continua en el tiempo no es factible, por lo que este tipo de medición
se debe llevar a cabo por lote de muestra o por intervalos de tiempo definidos.
El monitoreo de los análisis químicos y caloríficos puede llevarse a cabo en
línea vía Ethernet.
Apéndice E
(Normativo)
Procedimiento general de
la operación de un calorímetro
para la determinación del poder calorífico superior.
El procedimiento general de operación,
de acuerdo con la norma ASTM D4809-18, implica las
siguientes etapas:
a) Encender el equipo y abrir las líneas de agua.
b) Verificar que todos los componentes de la bomba estén secos.
c) Medir una pieza de 100 mm de alambre de encendido y unir el alambre a los electrodos de la bomba formando una “U”.
d) Pesar la muestra. En el caso de combustibles líquidos, el volumen de la muestra a agregar a la copa, necesario para producir un incremento de temperatura equivalente a aproximadamente 30000 J, puede ser estimado por la ecuación E. 1:
|
(E. 1) |
donde:
V= volumen de la muestra a
utilizar, cm3
W = energía equivalente del
calorímetro, J/oC
Q = poder calorífico
aproximado de la muestra, MJ/ kg.
D = densidad de la muestra,
g/cm3.
Para
combustibles sólidos pesar de 0.8 g a 1.2 g de muestra.
e) Para combustibles líquidos formar un disco de cinta sensible a la presión, como se describe en el apartado 10.5.1 de la Norma ASTM D4809-18, y agregar la muestra utilizando una jeringa hipodérmica a través de este disco de cinta. Pesar la copa nuevamente con la muestra y la cinta y colocarla en el electrodo curvo. Por último, colocar el alambre de encendido de tal forma que la parte central del circuito de alambre presione el centro del disco de cinta.
f) Ensamblar la bomba. Conectar la bomba al cilindro de oxígeno y lentamente agregue el oxígeno hasta alcanzar una presión de 3.0 MPa.
g) Ajustar la temperatura del agua del calorímetro. Para el caso isoperibólico, el ajuste de la temperatura debe realizarse de tal forma que una vez ensamblado la bomba del calorímetro en el contenedor, la temperatura se encuentre unas pocas décimas de grado debajo de la temperatura inicial deseada. Es necesario controlar esta temperatura, en un rango promedio de ± 0.5 °C, así como la temperatura final, derivada del incremento, en un rango promedio de ± 0.3 °C.
h) Pesar el contenedor (agua) del calorímetro, seco, a una precisión de 0.05 g y llenarlo con el agua tipo IV (2000 g a 2100 g) y volver a pesarlo (0.05 g de precisión). No es necesario determinar la cantidad exacta de agua, siempre y cuando ésta sea la suficiente para cubrir la bomba y sus conexiones en cada determinación. Nunca se debe tocar la bomba con los dedos, para colocarla en el equipo puede usar un gancho, cuyas puntas se insertan en los orificios de la tapa de la bomba calorimétrica.
i) Encender el motor del agitador y el controlador del calentador de la chaqueta para llevar la temperatura del agua a 28 °C. Durante la prueba, es necesario registrar el tiempo y la temperatura durante un periodo de aproximadamente 25 min. Durante este periodo de tiempo, existen tres intervalos bien definidos:
1) Un periodo inicial de estabilización, de 6 min a 9 min, el cambio de temperatura resulta únicamente del calor de agitación y de las filtraciones del calor del medio.
2) Un periodo intermedio de aproximadamente 12 min, al inicio del cual la carga en la bomba es encendida, y durante el cual el cambio de temperatura se debe principalmente al calor liberado por la reacción de combustión en la bomba y en segundo término, con mucho menos influencia, al calor de agitación y filtraciones de calor.
3) Un periodo final de 9 a 11 min durante el cual el cambio de temperatura se debe nuevamente sólo a las filtraciones de calor y al calor de agitación.
El registro de estas temperaturas, así como las subsecuentes, de las etapas 11 y 12, se realizan de forma automática en el equipo, por lo que no es necesario hacer algún registro manual por parte del operario.
j) Permitir que la temperatura del agua del calorímetro estabilizarse a la temperatura de inicio, para que registre así, las lecturas de tiempo y temperatura del periodo inicial. Durante este periodo inicial, cuando la tasa del incremento de temperatura sea constante, realizar mediciones de la temperatura en intervalos de 1 min. La temperatura de inicio debe tener el mismo valor en todas las pruebas como se determinó en la calibración.
k) Cuando se alcance la temperatura de ignición, encender la muestra presionando el botón correspondiente de la unidad de ignición y después de 15 segundos la temperatura empezará a incrementarse. Si la temperatura no se incrementa, el experimento habrá fallado y debe ser detenido. Durante el periodo intermedio (después de la combustión de la muestra), la temperatura incrementa rápidamente, y es necesario registrar las mediciones de temperatura en intervalos de 30 segundos o menos. La lectura de la temperatura debe continuar hasta que el cambio de temperatura sea constante para al menos 10 min. Las lecturas hechas después de que el cambio de temperatura es constante, corresponden al periodo final. Los periodos inicial y final son críticos en cuanto a la medición precisa de la temperatura.
l) Una vez terminada la prueba, apagar el equipo y el agitador y remover la bomba del calorímetro. Abrir la válvula y permitir que el gas salga de la bomba para reducir la presión a la atmosférica. Abrir la bomba y revisar el interior de ésta, si encuentra restos de carbón sin quemar, el experimento debe ser rechazado. Por último, es necesario lavar la bomba, los electrodos y la copa, con agua tipo II, utilizando la menor cantidad de agua, preferiblemente menos de 300 ml. Estos lavados deben ser titulados con la solución estándar alcalina utilizando como indicador naranja de metilo para determinar la presencia de ácido nítrico.
m) Registrar el valor del poder calorífico determinado por el equipo y realizar las correcciones pertinentes.
Apéndice F
(Normativo)
Cálculo de poder
calorífico a presión constante usando los valores de base seca
El cálculo del
poder calorífico a presión constante usando los valores de base seca se
determina conforme a las ecuaciones F. 1, F. 2, F. 3, F. 4, F. 5 y F. 6:
|
(F. 1) |
donde
(Qv-p)d = factor de corrección constante por el cambio del volumen a presión
constante, en base seca
Hd = es el contenido de hidrógeno
en base seca, expresado en porcentaje
Od = es el contenido de
oxígeno en base seca, expresado en porcentaje
Nd = es el contenido de
nitrógeno en base seca, expresado en porcentaje
R = es la constante universal de los
gases (8.314 J/mol-K)
T = es la temperatura de referencia
termoquímica estándar, 298.15 K.
F.1 Energías asociadas al contenido de humedad:
La energía asociada al calor de
vaporización del agua, en base seca (Qh)d, se calcula mediante la ecuación F.2, mientras que la energía asociada
al contenido de humedad sobre la base ɑs-received
(Qmar), calculada en función del valor del
contenido de humedad, se obtiene mediante la ecuación F.3:
|
(F. 2) |
|
|
|
(F. 3) |
donde
(Qh)d = energía asociada al calor de vaporización del agua, en base seca
Hd = hidrógeno de la muestra
Hvap = calor de
vaporización, a presión constante del agua a 25 °C, 43985 J/mol
Qmar= energía asociada al
contenido de humedad sobre la base ɑs-received
Mar = % peso respecto a la
base ɑs-received
F.2 Poder calorífico superior seco, a
presión constante, :
|
(F. 4) |
donde
Qg,vd = poder calorífico superior seco, a presión constante
Qg,vad = es el poder calorífico determinado en la bomba calorimétrica y
modificado por las correcciones ei, = pertinentes, mostradas en el Apéndice D.
Mad = es el valor del contenido de humedad, % peso, respecto a la base ɑs-determined.
F.3 Poder calorífico inferior a presión constante, en base húmeda de la muestra tal como se recibió, a partir de parámetros de base seca:
|
(F. 5) |
donde
(Qn,par)d = poder calorífico inferior, en base
seca
Qg,vd = poder calorífico
superior seco, a presión constante
(Qv-p)d = factor de corrección constante por el cambio del volumen a presión
constante, en base seca
(Qh)d = energía asociada al calor de vaporización del agua, en base seca
Mar = % peso respecto a la
base ɑs-received
Qmar = energía asociada al
contenido de humedad sobre la base ɑs-received
Siendo el valor del poder calorífico
inferior igual al poder calorífico inferior calculado en la base
as-received, Q(n,par) del Apéndice D:
|
(F. 6) |
Los parámetros en
base seca, tales como Hd, Od, y Nd, se calculan siguiendo lo establecido en la
norma ASTM D3180-15, a partir del término Mɑd, que es el valor del contenido de
humedad, % peso, respecto a la base as-determined.
De acuerdo con las ecuaciones F. 7 y F. 8:
|
(F. 7) |
|
(F. 8) |
Para el contenido
de nitrógeno en base seca (Nd), así como para el caso en que los contenidos de
hidrógeno y oxígeno en la base as-determined,
Had y Oad, no contemplen el hidrógeno y oxígeno en la
humedad de la muestra se debe aplicar la ecuación F. 9:
|
(F. 9) |
donde Pd y Pad representan genéricamente los
contenidos de hidrógeno, oxígeno y nitrógeno en la base seca y en la base as-determined, respectivamente.
La determinación de los parámetros de las bases as-determined y as-received
mencionados en el presente Apéndice, se describen en D 3.1.4 del Apéndice D.
Apéndice G
(Normativo)
Valores del factor A para el cálculo del poder
calorífico superior Qg (25 °C)
Los valores del factor de corrección A para el cálculo del poder
calorífico de combustibles líquidos, establecidos en la norma ASTM D4809-13 son
los siguientes:
Tabla G. 1
- Valores del factor A para el cálculo del poder calorífico superior
Qg(t °C) MJ/kg |
A,
MJ/kg |
Qg(t °C) MJ/kg |
A,
MJ/kg |
43.00 |
0.00157 |
45.75 |
0.00271 |
43.25 |
0.00167 |
46.00 |
0.00282 |
43.50 |
0.00178 |
46.25 |
0.00292 |
43.75 |
0.00188 |
46.50 |
0.00302 |
44.00 |
0.00199 |
46.75 |
0.00313 |
44.25 |
0.00209 |
47.00 |
0.00323 |
44.50 |
0.00219 |
47.25 |
0.00333 |
44.75 |
0.00230 |
47.50 |
0.00344 |
45.00 |
0.00240 |
47.75 |
0.00354 |
45.25 |
0.00250 |
48.00 |
0.00365 |
45.50 |
0.00261 |
|
|
G.1 Determinación
de la composición de gas natural, y gases derivados del petróleo, por
cromatografía de gases.
La metodología descrita a continuación se basa en la norma ISO
6974-1:2012.
G1.1 Principio de medición.
Los componentes de una muestra de gas combustible deben ser separados
por medio de una columna cromatográfica y medidos por comparación contra los
datos de la calibración del instrumento realizada bajo las mismas condiciones
de medición. La cantidad relativa de cada componente se determina por
comparación contra una corrida de calibración utilizando un gas de referencia
con composición conocida.
G1.2 Métodos de análisis.
Existen los siguientes
métodos de operación:
a) Métodos de operación simple
b) Métodos de operación múltiple con puenteo
c) Métodos de operación múltiple sin puenteo
G1.3 Tipo de calibración.
Tipo 1: Se realiza una
calibración multipunto del calorímetro utilizando material de referencia
certificado (MRC) con la calibración se determinan las funciones de respuesta
para los diferentes componentes. Se analiza una muestra del gas combustible y
las funciones de respuesta son utilizadas para calcular la concentración de los
componentes de la muestra.
Tipo 2: Cuando no es
posible realizar una calibración multipunto, se presupone una función de
respuesta que es verificada rutinariamente utilizando un patrón de medición de
trabajo (WMS, siglas en inglés). La concentración de los componentes se
determina con dicha función de respuesta.
G.1.3.1 Medición
indirecta de componentes. Factor de respuesta relativo.
La medición directa de
los componentes se realiza a partir de los valores certificados de
concentración de los mismos componentes en el MRC de calibración. Un componente
en la muestra que no está presente en el MRC de calibración se puede
cuantificar indirectamente a partir de un factor de respuesta relativo.
G1.4 Procedimiento analítico
G.1.4.1 Definición
de las necesidades del método analítico
Describir las
necesidades del método analítico por definición de los siguientes aspectos:
a) Los componentes a ser medidos directamente y sus incertidumbres (en caso necesario) ya sea por componente individual o por intervalo de fracción mol;
b) Los componentes a ser medidos indirectamente y sus incertidumbres (en caso necesario) ya sea por componente individual o por intervalo de fracción mol;
c) Los componentes a ser medidos como grupos y sus incertidumbres (en caso necesario);
d) Los componentes no medidos, pero para los cuales se utilizarán valores constantes de sus fracciones molares;
e) En caso de métodos de operación múltiple con puenteo, cuales componentes serán utilizados como puentes;
f) Si se realizara o no retorno (backflush), y
g) Cualquier interferencia entre componentes.
G.1.4.2 Selección
del equipo y condiciones de trabajo.
Remitirse a las normas
ISO 6974-3:2018 y subsecuentes para la selección de equipamiento y condiciones
de trabajo. Selección del método de manejo de muestra e inyección:
a) Selección del equipo analizador;
b) El cromatógrafo debe estar configurado especialmente para el análisis de gas natural y otros gases hidrocarburos de acuerdo con su aplicación prevista y en conformidad con esta disposición administrativa.
G.1.4.3 Definición
del intervalo de trabajo.
Debe especificarse el
intervalo de trabajo con la definición de los valores mínimos y máximos de
fracción molar de cada uno de los componentes a ser analizados y los valores
estimados de fracción molar de los componentes no analizados. El intervalo de
trabajo debe considerar las posibles variaciones de composición entre muestras
de gas a ser analizado y debe estar basado en las necesidades de la aplicación.
G1.5 Determinación de la respuesta característica
(calibración primaria)
Para desarrollar un
método de análisis para medición simple y directa se requiere primeramente
determinar la respuesta característica del analizador. La determinación de la
respuesta característica toma la forma de una calibración primaria en la cual
se determinan los coeficientes, bz,i, de cada componente por medio de una serie
de MRC (calibración multipunto). Debido a que la función de análisis es
determinada explícitamente no surgen errores por no-linealidad. En operación de
rutina, los coeficientes de la función de análisis determinados deben ser
subsecuentemente verificados o corregidos mediante la calibración de rutina del
analizador de conformidad con lo establecido en el presente PROY-NOM.
G.1.5.1 Frecuencia
de calibración.
La calibración primaria o la
evaluación de desempeño deben realizarse en las siguientes situaciones:
a) Inmediatamente después de la instalación inicial del analizador por el proveedor;
b) Inmediatamente después de la puesta en operación seguida del reemplazo de una parte mayor del sistema, por ejemplo, válvula de inyección, columna o detector;
c) Inmediatamente después de la puesta en operación seguida una falla para pasar la verificación de aseguramiento de calidad del sistema;
d) Periódicamente a intervalos de tiempo que han demostrado ser adecuados para la aplicación, no mayores a 12 meses.
G.1.5.2 Selección
de los gases de referencia.
Debe seleccionarse un número apropiado
de MRC con el fin de definir la función de regresión, esto depende del
historial y conocimiento del sistema de CG en cuestión:
a) Cuando no se ha realizado calibración primaria o las respuestas polinomiales no has sido establecidas por un procedimiento equivalente, debe seleccionarse un mínimo de siete MRC para calcular curvas de regresión de hasta tercer orden;
b) Cuando la calibración primaria inicial (o procedimiento equivalente) ha mostrado que las curvas de regresión pueden ser modeladas por una función polinómica de primero o segundo orden entonces, debe seleccionarse “un número apropiado de MRC” para subsecuentes calibraciones primarias.
Un número apropiado de MRC puede
considerase de tres en casos en que todos los componentes presentan respuestas
polinomiales de primer orden y de cinco en los casos en que todos los
componentes presentan respuestas polinomiales hasta de segundo orden.
Seleccionar MRC apropiados que cubran
el intervalo de trabajo de cada componente. Esto es posible usando una serie de
mezclas multicomponente, cada una conteniendo diferentes fracciones molares de
todos los componentes medidos directamente.
Los MRC seleccionados pueden ser
mezclas multicomponentes o binarias con incertidumbre adecuada y siempre se
deben ajustar al propósito, en cuanto a componentes y en cuanto a la
incertidumbre.
G.1.5.3 Medición
de los gases de referencia.
Se deben realizar un mínimo de 10
análisis de cada gas de referencia a fin de asegurar que los datos de respuesta
media y su desviación estándar son determinados con una precisión que se ajuste
a su propósito.
Registrar las respuestas individuales
de cada réplica correspondiente a cada componente en cada gas de referencia.
Los datos pueden ser inspeccionados para identificar posibles valores atípicos
mediante alguna prueba estadística adecuada. Si se encuentran valores atípicos,
éstos deben ser investigados para determinar posibles causas; sólo pueden
desecharse valores atípicos por razones bien fundamentadas.
G.1.5.4 Análisis
de regresión.
La función de análisis (calibración
primaria) está dada por la ecuación G. 1:
|
(G. 1) |
donde:
Los coeficientes, bz,i, de la función
de análisis se determinan por medio de los cálculos de regresión pero deben ser
verificados y, en su caso, actualizados con cada calibración rutinaria del
analizador.
G1.6 Calibración de rutina (verificación del
aseguramiento de calidad).
La calibración de
rutina se realiza por medio de un análisis periódico de un patrón de medición
de trabajo (WMS) con el propósito de confirmar o corregir los coeficientes de
la función de análisis de cada componente para una calibración de tipo 1 o
bien, para determinar y actualizar los coeficientes, b1,i de las funciones de
análisis de cada componente mediante calibración tipo 2.
G.1.6.1 Calibración de rutina para análisis tipo 1.
Para una
operación de rutina de tipo 1, los coeficientes de la función de análisis, los
cuales son determinados mediante la calibración primaria del sistema, son subsecuentemente
corregidos con la aplicación de un factor de escala para cada componente, i,
como se muestra en la ecuación G. 2:
|
(G. 2) |
donde:
G.1.6.2 Calibración de rutina para análisis tipo 2
Para establecer
un método de análisis con medición simple y directa, pero sin contar con una
serie de MRC para una calibración multipunto tipo 1, entonces se supone una
función de análisis lineal con intercepción cero, de acuerdo con la ecuación G.
3:
|
(G. 3) |
donde:
La calibración de
rutina permite calcular el coeficiente de la función de análisis conforme a la
ecuación G. 4:
|
(G. 4) |
donde:
G.1.6.3 Frecuencia
La frecuencia de la calibración de
rutina o aseguramiento de calidad depende principalmente de las características
del sistema de medición y de las condiciones de medición, por tanto, no es
posible definir un intervalo general; algunos criterios para determinar este
intervalo son:
a) si el intervalo nominal de calibración de rutina/aseguramiento de calidad no ha sido establecido aún, el sistema debe primero ser calibrado; luego, sin ningún ajuste o calibración adicional el sistema debe ser probado hasta que el sistema falla para alcanzar los requisitos de desempeño preestablecidos. Así se establece un intervalo de calibración/aseguramiento de calidad de rutina el cual debe ser menor a ese intervalo de falla encontrado.
b) si ya se tiene establecido un intervalo nominal de calibración/aseguramiento de calidad, el sistema debe ser calibrado y probado sin calibración a ajuste adicional hasta que el intervalo nominal sea excedido. Si al cabo de este intervalo el sistema cumple aún con los requisitos de desempeño preestablecidos, dicho intervalo se selecciona para el uso rutinario del sistema. Si los requisitos de desempeño no fueron cumplidos entonces debe seleccionarse un intervalo más corto hasta que se cumplan los requisitos.
En la práctica, debe seguirse la
recomendación del fabricante del instrumento tanto para la calibración de
rutina como para la verificación de aseguramiento de calidad. Sin embargo, para
demostrar el cumplimiento con esta disposición administrativa, se debe realizar
diariamente una prueba de verificación de aseguramiento de calidad que incluya
todos aquellos componentes representativos de la mezcla.
G1.7 Métodos de operación múltiple
G.1.7.1 Método
de operación múltiple sin puenteo
En operación simple u operación
múltiple sin puenteo, la respuesta del analizador no requiere mayor tratamiento
y es utilizada directamente para el cálculo de la fracción mol de cada
componente con la G. 1 o con la G. 4, según sea el tipo de calibración
utilizada para cada componente. Siempre que sea posible, se recomienda
fuertemente que el análisis incluya varias sub-muestras o repeticiones de la
misma muestra; en este caso se calcula el promedio de las varias respuestas
individuales y se utiliza este promedio para el cálculo de la fracción molar de
cada componente. Las variaciones entre diferentes sub-muestras, la cual se
estima por medio de la desviación estándar, es un parámetro importante para
evaluar el desempeño del método y para estimar la incertidumbre de la medición.
G.1.7.2 Operación
múltiple con puenteo
Si se utiliza un método de operación
múltiple con puenteo, primero se calcula la respuesta para cada componente con
puenteo como sigue:
|
(G. 5) |
donde:
Al igual que en
la operación simple, se recomienda el análisis repetido de varias sub-muestras
y el cálculo del promedio de la respuesta. Luego se determina la fracción mol
por medio de la G. 1 o G. 4, según sea el tipo de calibración utilizada.
G.1.7.3 Verificación de aseguramiento de calidad.
La verificación de aseguramiento de
calidad se realiza con una inyección periódica programada de un WMS para
determinar la estabilidad del sistema de medición contra el tiempo (cartas de
control). Si como resultado de esta verificación de aseguramiento de calidad se
detecta alguna falla en el sistema deben tomarse medidas para recuperar los
requisitos de funcionamiento preestablecidos de acuerdo con las necesidades de
medición.
G1.8 Evaluación
de desempeño e incertidumbre.
Todas las metodologías descritas en
este documento para la determinación de la composición de gas natural, o
semejantes, están sujetas a errores sistemáticos que pueden provenir de
diferentes fuentes, por ejemplo: errores de linealidad en la ecuación de la
función de análisis; errores inherentes al puenteo en operación con múltiples
detectores o columnas; errores asociados a los factores de respuesta relativa
en medición indirecta, errores en el cálculo de normalización, posibles errores
de muestreo; etc. Estos errores deben ser cuantificados con el fin de demostrar
que los resultados del análisis de composición química se encuentran dentro de
especificaciones.
Con el fin de demostrar que los
resultados de fracción de masa determinados por cromatografía siguiendo
cualquiera de las metodologías descritas en este documento, se debe realizar
una evaluación de desempeño cotidiana la cual debe correrse justo después de la
calibración rutinaria del equipo. La evaluación de desempeño consiste en el análisis
(en repetición de cinco inyecciones) de un material de referencia de control el
cual debe tener una composición conocida (determinada por un laboratorio
reconocido), lo más semejante posible a la mezcla de gas combustible y no puede
ser el mismo MRC utilizado para la calibración primaria del analizador, tampoco
puede ser ninguno de los WMS utilizados para la calibración de rutina.
En seguida se calcula el error
cuadrático medio, ECM, de cada uno de los componentes del material de
referencia de control de acuerdo con la ecuación G. 6:
|
(G. 6) |
donde:
bi = es
el sesgo de medición del componente i, diferencia entre el promedio de la
fracción mol medida y la fracción de mol de referencia en el material de
control;
i = es la desviación estándar
de la medición repetida del componente i.
El resultado de la medición de cada componente es aceptable sólo si el
error cuadrático medio relativo, ECMRi, es igual o menor al 1% con respecto al
valor de referencia de fracción mol, como se muestra en la ecuación G. 7:
|
(G. 7) |
El ECM en una
medida de la incertidumbre de medición dado que el sesgo engloba los errores
sistemáticos y la desviación estándar evalúa la dispersión de los resultados
que incluye los errores aleatorios, como se muestra en la ecuación G. 8:
|
(G. 8) |
La incertidumbre
de medición de gas natural por cromatografía debe realizarse de acuerdo con el
cálculo descrito en la norma ISO 6974-2:2012.
G.2 Poder calorífico de gas natural y gases
combustibles derivados del petróleo.
G2.1 Introducción.
La energía total de combustión es la suma de las energías de combustión
de cada uno los componentes en la mezcla de gas combustible. Para determinar la
cantidad relativa de cada componente en la mezcla es indispensable su análisis
por cromatografía de gases.
La determinación del poder calorífico de una mezcla de gas debe pasar
por la medición de la composición química del gas. Una vez conocida la
composición química, el poder calorífico de la mezcla se calcula como la suma
de las energías de combustión conocidas de todos los componentes de la mezcla
multiplicada cada una por su composición respectiva.
G2.2 Poder calorífico superior calculado a
partir de la composición del gas en fracción molar
El poder calorífico superior (gross)
se determina por definición a partir de la energía de combustión bajo la
condición de que todos los reactivos y productos se encuentran en fase gaseosa,
excepto el agua que se encuentra en fase líquida, como se muestra en la
ecuación G. 9.
|
(G. 9) |
donde:
G2.3 Poder calorífico inferior en base
molar
El poder calorífico inferior se determina restando al poder calorífico
superior la entalpía de vaporización del agua formada en la combustión de
acuerdo con la ecuación G. 10:
|
(G. 10) |
donde:
G2.4 Poder calorífico superior en términos
de masa de gas
El poder calorífico superior se determina conforme a la ecuación G. 11:
|
(G. 11) |
donde:
G2.5 Poder calorífico inferior en términos
de masa de gas:
El poder calorífico inferior se determina conforme a la ecuación G. 12:
|
(G. 12) |
donde:
G2.6 Poder calorífico superior en términos
de volumen de gas ideal:
El poder calorífico superior se determina conforme a la ecuación G. 13:
|
(G. 13) |
donde:
G2.7 Poder calorífico inferior en términos
de volumen de gas ideal:
El poder calorífico inferior se determina conforme a la ecuación G. 14:
|
(G. 14) |
donde:
es
el poder calorífico inferior por volumen de gas ideal de mezcla (J/m3);
G2.8 Poder calorífico superior en términos
de volumen de gas real:
El poder calorífico superior se determina conforme a la ecuación G. 15:
|
(G. 15) |
donde:
|
(G. 16) |
donde:
G2.9 Poder calorífico inferior en términos de
volumen de gas real:
El poder calorífico inferior se determina
conforme a la ecuación G. 17:
|
(G. 17) |
donde:
G2.10 Incertidumbre
de medición
Los valores típicos de la incertidumbre, según
la ISO-6976:2016, son los siguientes:
a) Poder
calorífico superior en base molar
b) Poder
calorífico superior en base masa
c) Poder
calorífico superior en base molar
Se debe considerar que la fuente más grande de
incertidumbre se encuentra en la medición de composición por cromatografía de
gases.
G2.11
Características técnicas por componente.
Tabla G. 2 - Factores sumatorios de los factores de compresión para correcciones
de gas real, sj, y valores de poder calorífico molar superior de los
componentes de gas natural en el
estado de referencia, (1 de 2)
|
|
|
|
||||
j |
Componente |
20 °C |
25 °C |
|
20 °C |
25 °C |
|
1 |
metano |
0.0444 |
0.0432 |
0.0005 |
891.05 |
890.58 |
0.19 |
2 |
etano |
0.0916 |
0.0895 |
0.0011 |
1561.42 |
1560.69 |
0.51 |
3 |
propano |
0.1340 |
0.1308 |
0.0016 |
2220.13 |
2219.17 |
0.51 |
4 |
n-butano |
0.1834 |
0.1785 |
0.0039 |
2878.58 |
2877.40 |
0.72 |
5 |
2-metil propano |
0.1717 |
0.1673 |
0.0031 |
2869.39 |
2868.20 |
0.72 |
6 |
n-pentano |
0.2354 |
0.2295 |
0.0107 |
3537.19 |
3535.77 |
0.23 |
7 |
2-metil butano |
0.2244 |
0.2189 |
0.0088 |
3530.25 |
3528.83 |
0.23 |
8 |
2,2-dimetil propano |
0.2033 |
0.1979 |
0.0060 |
3516.02 |
3514.61 |
0.25 |
9 |
n-hexano |
0.2990 |
0.2907 |
0.0271 |
4196.60 |
4194.95 |
0.32 |
10 |
2-metil pentano |
0.2816 |
0.2740 |
0.0221 |
4188.97 |
4187.32 |
0.53 |
11 |
3-metil pentano |
0.2754 |
0.2690 |
0.0234 |
4191.56 |
4189.90 |
0.53 |
12 |
2,2-dimetil butano |
0.2344 |
0.2295 |
0.0173 |
4179.17 |
4177.52 |
0.48 |
13 |
2,3-dimetil butano |
0.2625 |
0.2569 |
0.0207 |
4186.94 |
4185.28 |
0.46 |
14 |
n-heptano |
0.3654 |
0.3547 |
0.1001 |
4855.31 |
4853.43 |
0.67 |
15 |
n-octano |
0.4329 |
0.4198 |
0.1002 |
5513.90 |
5511.80 |
0.76 |
16 |
n-nonano |
0.5010 |
0.4856 |
0.1006 |
6173.48 |
6171.15 |
0.81 |
17 |
n-decano |
0.5967 |
0.5778 |
0.1006 |
6832.33 |
6829.77 |
0.87 |
18 |
n-undecano |
0.6374 |
0.6159 |
0.1006 |
7490.93 |
7488.14 |
1.54 |
19 |
n-dodecano |
0.7583 |
0.7335 |
0.1006 |
8150.21 |
8147.19 |
1.13 |
20 |
n-tridecano |
0.8026 |
0.7748 |
0.1006 |
8808.73 |
8805.48 |
1.21 |
21 |
n-tetradecano |
0.8900 |
0.8589 |
0.1006 |
9467.63 |
9464.15 |
1.32 |
22 |
n-pentadecano |
0.9804 |
0.9459 |
0.1006 |
10126.52 |
10122.82 |
1.44 |
23 |
eteno (etileno) |
0.0797 |
0.0778 |
0.0010 |
1411.65 |
1411.18 |
0.21 |
24 |
propeno |
0.1263 |
0.1232 |
0.0016 |
2058.73 |
2058.02 |
0.34 |
25 |
1-buteno |
0.1770 |
0.1721 |
0.0041 |
2717.76 |
2716.82 |
0.39 |
26 |
cis-2-buteno |
0.1863 |
0.1810 |
0.0045 |
2710.97 |
2710.00 |
0.50 |
27 |
trans-2-buteno |
0.1862 |
0.1809 |
0.0043 |
2707.33 |
2706.40 |
0.47 |
28 |
2-metil propeno |
0.1770 |
0.1721 |
0.0037 |
2701.13 |
2700.20 |
0.42 |
29 |
1-penteno |
0.2287 |
0.2208 |
0.0102 |
3376.59 |
3375.42 |
0.73 |
30 |
propadieno |
0.1310 |
0.1282 |
0.0025 |
1943.54 |
1943.11 |
0.60 |
31 |
1,2-butadieno |
0.1855 |
0.1803 |
0.0110 |
2594.46 |
2593.79 |
0.40 |
32 |
1,3-butadieno |
0.1731 |
0.1673 |
0.0038 |
2541.44 |
2540.77 |
0.41 |
33 |
etino (acetileno) |
0.0833 |
0.0808 |
0.0024 |
1301.21 |
1301.05 |
0.32 |
Tabla G. 2 - Factores sumatorios de los
factores de compresión para correcciones de gas real, sj, y valores de poder
calorífico molar superior de los componentes de gas natural en el estado de
referencia, (2 de 2).
|
|
|
|
||||
34 |
ciclopentano |
0.2215 |
0.2164 |
0.0137 |
3320.89 |
3319.59 |
0.36 |
35 |
metil ciclopentano |
0.2605 |
0.2548 |
0.0262 |
3970.95 |
3969.44 |
0.56 |
36 |
etil ciclopentano |
0.3666 |
0.3531 |
0.1006 |
4630.20 |
4628.47 |
0.71 |
37 |
ciclohexano |
0.2677 |
0.2610 |
0.0325 |
3954.49 |
3952.96 |
0.32 |
38 |
metil ciclohexano |
0.3305 |
0.3213 |
0.0668 |
4602.36 |
4600.64 |
0.71 |
39 |
etil ciclohexano |
0.4524 |
0.4345 |
0.1006 |
5264.97 |
5263.05 |
0.95 |
40 |
benceno |
0.2520 |
0.2460 |
0.0274 |
3302.16 |
3301.43 |
0.27 |
41 |
tolueno |
0.3347 |
0.3251 |
0.1002 |
3948.86 |
3947.89 |
0.51 |
42 |
etil benceno |
0.3785 |
0.3694 |
0.1002 |
4608.34 |
4607.15 |
0.66 |
43 |
o-xileno |
0.4396 |
0.4277 |
0.1004 |
4597.48 |
4596.31 |
0.76 |
44 |
metanol |
0.4423 |
0.4117 |
0.0233 |
764.59 |
764.09 |
0.13 |
45 |
metano tiol |
0.1693 |
0.1640 |
0.0117 |
1239.84 |
1239.39 |
0.32 |
46 |
hidrógeno |
-0.0100 |
-0.0100 |
0.0250 |
285.99 |
285.83 |
0.02 |
47 |
agua (ver nota 2) |
0.2546 |
0.2419 |
0.0150 |
44.222 |
44.013 |
0.004 |
48 |
sulfuro de hidrógeno |
0.0920 |
0.0898 |
0.0023 |
562.19 |
562.01 |
0.23 |
49 |
amoniaco |
0.1096 |
0.1062 |
0.0021 |
383.16 |
382.81 |
0.18 |
50 |
cianuro de hidrógeno |
0.2751 |
0.2644 |
0.0076 |
671.58 |
671.50 |
1.26 |
51 |
monóxido de carbono |
0.0215 |
0.0203 |
0.0010 |
282.95 |
282.98 |
0.06 |
52 |
sulfuro de carbonilo |
0.1110 |
0.1084 |
0.0054 |
548.19 |
548.23 |
0.24 |
53 |
disulfuro de carbono |
0.1951 |
0.1894 |
0.0098 |
1104.40 |
1104.49 |
0.43 |
54 |
helio |
-0.0100 |
-0.0100 |
0.0250 |
|
|
|
55 |
neón |
-0.0100 |
-0.0100 |
0.0250 |
|
|
|
56 |
argón |
0.0272 |
0.0262 |
0.0010 |
|
|
|
57 |
nitrógeno |
0.0169 |
0.0156 |
0.0010 |
|
|
|
58 |
oxígeno |
0.0275 |
0.0265 |
0.0010 |
|
|
|
59 |
dióxido de carbono |
0.0749 |
0.0730 |
0.0020 |
|
|
|
60 |
dióxido de azufre |
0.1400 |
0.1356 |
0.0035 |
|
|
|
Nota
1:
Todos los valores de la Tabla G. 2 han sido tomados de la norma ISO 6976:2016 Nota
2:
El valor en la Tabla para el agua (j=42) representa su entalpía molar de
vaporización (no su poder calorífico). Esta entalpía es necesaria para
realizar el cálculo de poder calorífico inferior al considerar la cantidad de
vapor de agua en la muestra de gas de entrada. |
Tabla G. 3 - Masas
molares e índices atómicos de los componentes de gas ideal. (1 de 2)
|
|
masa molar |
índices atómicos
(CaHbNcOdSe) |
||||
j |
Componente |
Mj,
g/mol |
aj |
bj |
cj |
cj |
ej |
1 |
metano |
16.04246 |
1 |
4 |
0 |
0 |
0 |
2 |
etano |
30.06904 |
2 |
6 |
0 |
0 |
0 |
3 |
propano |
44.09562 |
3 |
8 |
0 |
0 |
0 |
4 |
n-butano |
58.12220 |
4 |
10 |
0 |
0 |
0 |
5 |
2-metil
propano |
58.12220 |
4 |
10 |
0 |
0 |
0 |
6 |
n-pentano |
72.14878 |
5 |
12 |
0 |
0 |
0 |
7 |
2-metil
butano |
72.14878 |
5 |
12 |
0 |
0 |
0 |
8 |
2,2-dimetil
propano |
72.14878 |
5 |
12 |
0 |
0 |
0 |
9 |
n-hexano |
86.17536 |
6 |
14 |
0 |
0 |
0 |
10 |
2-metil
pentano |
86.17536 |
6 |
14 |
0 |
0 |
0 |
11 |
3-metil
pentano |
86.17536 |
6 |
14 |
0 |
0 |
0 |
12 |
2,2-dimetil
butano |
86.17536 |
6 |
14 |
0 |
0 |
0 |
13 |
2,3-dimetil
butano |
86.17536 |
6 |
14 |
0 |
0 |
0 |
14 |
n-heptano |
100.20194 |
7 |
16 |
0 |
0 |
0 |
15 |
n-octano |
114.22852 |
8 |
18 |
0 |
0 |
0 |
16 |
n-nonano |
128.25510 |
9 |
20 |
0 |
0 |
0 |
17 |
n-decano |
142.28168 |
10 |
22 |
0 |
0 |
0 |
18 |
eteno
(etileno) |
28.05316 |
2 |
4 |
0 |
0 |
0 |
19 |
propeno |
42.07974 |
3 |
6 |
0 |
0 |
0 |
20 |
1-buteno |
56.10632 |
4 |
8 |
0 |
0 |
0 |
21 |
cis-2-buteno |
56.10632 |
4 |
8 |
0 |
0 |
0 |
22 |
trans-2-buteno |
56.10632 |
4 |
8 |
0 |
0 |
0 |
23 |
2-metil
propeno |
56.10632 |
4 |
8 |
0 |
0 |
0 |
24 |
1-penteno |
70.13290 |
5 |
10 |
0 |
0 |
0 |
25 |
propadieno |
40.06386 |
3 |
4 |
0 |
0 |
0 |
26 |
1,2-butadieno |
54.09044 |
4 |
6 |
0 |
0 |
0 |
27 |
1,3-butadieno |
54.09044 |
4 |
6 |
0 |
0 |
0 |
28 |
etino
(acetileno) |
26.03728 |
2 |
2 |
0 |
0 |
0 |
29 |
ciclopentano |
70.13290 |
5 |
10 |
0 |
0 |
0 |
30 |
metil
ciclopentano |
84.15948 |
6 |
12 |
0 |
0 |
0 |
31 |
etil
ciclopentano |
98.18606 |
7 |
14 |
0 |
0 |
0 |
32 |
ciclohexano |
84.15948 |
6 |
12 |
0 |
0 |
0 |
33 |
metil
ciclohexano |
98.18606 |
7 |
14 |
0 |
0 |
0 |
34 |
etil
ciclohexano |
112.21264 |
8 |
16 |
0 |
0 |
0 |
Tabla G. 3 - Masas molares e índices atómicos
de los componentes de gas ideal. (2 de 2)
|
|
masa
molar |
índices atómicos
(CaHbNcOdSe) |
||||
35 |
benceno |
78.11184 |
6 |
6 |
0 |
0 |
0 |
36 |
tolueno |
92.13842 |
7 |
8 |
0 |
0 |
0 |
37 |
etil benceno |
106.16500 |
8 |
10 |
0 |
0 |
0 |
38 |
o-xileno |
106.16500 |
8 |
10 |
0 |
0 |
0 |
39 |
metanol |
32.04186 |
1 |
4 |
0 |
1 |
0 |
40 |
metano tiol |
48.10746 |
1 |
4 |
0 |
0 |
1 |
41 |
hidrógeno |
2.01588 |
0 |
2 |
0 |
0 |
0 |
42 |
agua (ver nota 3) |
18.01528 |
0 |
2 |
0 |
1 |
0 |
43 |
sulfuro de hidrógeno |
34.08088 |
0 |
2 |
0 |
0 |
1 |
44 |
amoniaco |
17.03052 |
0 |
3 |
1 |
0 |
0 |
45 |
cianuro de hidrógeno |
27.02534 |
1 |
1 |
1 |
0 |
0 |
46 |
monóxido de carbono |
28.0101 |
1 |
0 |
0 |
1 |
0 |
47 |
sulfuro de carbonilo |
60.0751 |
1 |
0 |
0 |
1 |
1 |
48 |
disulfuro de carbono |
76.1407 |
1 |
0 |
0 |
0 |
2 |
49 |
helio |
4.002602 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
50 |
neon |
20.1797 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
51 |
argón |
39.948 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
52 |
nitógeno |
28.0134 |
0 |
0 |
2 |
0 |
0 |
53 |
oxígeno |
31.9988 |
0 |
0 |
0 |
2 |
0 |
54 |
dióxido de carbono |
44.0095 |
1 |
0 |
0 |
2 |
0 |
55 |
dióxido de azufre |
64.0638 |
0 |
0 |
0 |
2 |
1 |
56 |
aire |
28.9655 |
|
|
|
|
|
57 |
n-undecano |
156.30826 |
11 |
24 |
0 |
0 |
0 |
58 |
n-dodecano |
170.33484 |
12 |
26 |
0 |
0 |
0 |
59 |
n-tridecano |
184.36142 |
13 |
28 |
0 |
0 |
0 |
60 |
n-tetradecano |
198.38800 |
14 |
30 |
0 |
0 |
0 |
61 |
n-pentadecano |
212.41458 |
15 |
32 |
0 |
0 |
0 |
Nota
1:
Todos los valores de la Tabla G. 3 han sido tomados de la norma ISO
6976:2016. |
Tabla G. 4 - Combustibles Hidrocarburos Gaseosos.
Métodos
de prueba estandarizados |
Equipos
necesarios. |
Personal |
Componentes
de incertidumbre |
Incertidumbre
expandida poder calorífico inferior. |
Gas natural –
determinación de composición e incertidumbre asociada por cromatografía de
gases Parte 1 Lineamientos generales y cálculo de composición: ISO
6974-1:2012 |
Cromatógrafo de gases y
accesorios, configurado para análisis de gas natural u otros gases
combustibles derivados del petróleo. La configuración del
equipo de acuerdo con su aplicación se describe en: |
Químico, ingeniero químico
o equivalente, con conocimiento de metrología, análisis químico por
cromatografía de gases. |
Repetibilidad. Reproducibilidad. Error sistemático. Estabilidad. |
2 % |
Gas natural – cálculo de
poder calorífico, densidad, densidad relativa e índices de Wobbe a partir de
la composición: ISO 6976:2016. |
ISO 6974-3:2018:
Determinación de composición e incertidumbre asociada por cromatografía.
Precisión y tendencia. ISO 6974-4:2000:
Determinación Nitrógeno, Dióxido de carbono, e hidrocarburos C1 a C5 y C6+
para laboratorio y sistema de medición en línea utilizando dos columnas. ISO 6974-5:2014
Determinación Nitrógeno, Dióxido de carbono e hidrocarburos C1 a C5 y C6+
para aplicación en laboratorio y proceso en línea utilizando tres columnas. |
|
|
|
Apéndice H
(Normativo)
Métodos
de Medición de la emisión de gases CO2
H.1. Especificaciones
Los equipos para la medición de
emisiones deben operar de forma continua durante la operación
de la central.
H.2. Métodos de medición
La medición de las emisiones de
bióxido de carbono debe realizarse con un sistema de monitoreo continuo de
emisiones (SMCE), calibrado y con trazabilidad a patrones nacionales por
laboratorios acreditados y aprobados en los términos de la LFMN.
Los métodos de medición indicados para
los contaminantes gaseosos miden directamente su concentración en los gases de
combustión. En forma simultánea se debe medir o calcular el flujo de gases en
la chimenea, (Ф), así como la concentración de oxígeno (O2) para corregir los resultados a las
condiciones de referencia de 25°C, 1 Atm y 5% de O2, base seca.
Para determinar la emisión de un
contaminante en 1 hora (kg/h), a partir de su concentración y el flujo de gases
en chimenea medidos o calculados se utiliza la ecuación H. 1:
|
(H. 1) |
donde:
ECO2 = es la emisión de CO2, en kg/h.
CCO2 = es la concentración de dicho
contaminante en condiciones de referencia y base seca expresada en kg/m3.
Ф = es el flujo de
gases de combustión en la chimenea, medido o calculado en condiciones de
referencia y base seca, expresada en m3/h.
Para calcular la
emisión del contaminante en kg/GJ a partir de la concentración medida, se
utiliza la ecuación H. 2:
|
(H. 2) |
donde:
ECO2 = es la emisión en kg/GJ de CO2
Cd = es la concentración medida
del contaminante en condiciones de referencia y base seca, en kg/m3.
Fd = es el volumen de productos
de la combustión por unidad de energía en el combustible, m3/GJ en condiciones
de referencia y base seca
Si se conoce el
consumo de combustible en kg/h, es posible calcular el flujo de gases de
chimenea utilizando la ecuación H. 3:
|
(H. 3) |
donde:
Ф = es el flujo de
gases de combustión en m3/h, en condiciones de referencia
q = es el consumo de
combustible (kg/h)
PC = es el poder calorífico del
combustible (GJ/kg).
Durante el tiempo de operación de la
central, los instrumentos deben poder realizar mediciones, calcular y almacenar
promedios de lecturas en tiempos preestablecidos.
Los responsables de las fuentes fijas
podrán solicitar la evaluación de la conformidad con este
PROY-NOM a la PROFEPA, Autoridad Ambiental Competente (los gobiernos de los
estados, municipios y alcaldías de conformidad con sus respectivas atribuciones
y competencias) o a las Unidades de Verificación, debidamente acreditadas y
aprobadas en los términos de la LFMN y demás disposiciones aplicables.
Para el caso de CO2 los límites se establecen como
concentraciones en volumen y base seca, en condiciones de referencia de 25 °C,
101 325 Pa (1 Atm) y 5 % de O2.
Para corregir las concentraciones
medidas a la referencia de 5 % O2, se utiliza la ecuación H. 4:
|
(H. 4) |
donde:
CR = Concentración calculada al valor de referencia del O2,
CM = Concentración medida
OM = Valor medido para el O2 (%),
OR = Nivel de referencia para el O2 (5 %)*.
Para valores medidos para el O2 entre 15.1 % y 20.9 % se utilizará un
valor de OM de 15 %.
Tabla H1 - Método de
medición para la verificación del cumplimiento.
Método de prueba |
Principio |
NMX-AA-035-1976, Determinación de CO2, CO y O2 en los gases de
combustión, publicada en el DOF el 10 de junio de 1976. Método 10 USEPA: ver numeral 10. NOM-098-SEMARNAT-2002, Protección ambiental-Incineración de residuos,
especificaciones de operación y límites de emisión de contaminantes. -Especificaciones y procedimientos de prueba para sistemas de
monitoreo continuo de emisiones (SMCE). |
Infrarrojo no dispersivo o celda electro-química |
TRANSITORIOS
Primero. El
presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana una vez que sea publicado en el
Diario Oficial de la Federación como norma definitiva, entrará en vigor a los
180 días naturales contados a partir del día natural inmediato siguiente al día
de su publicación en dicho órgano de difusión.
Segundo. En
tanto no se cuente con Unidades de Verificación autorizadas, el Procedimiento
para la Evaluación de la Conformidad establecido en el presente PROY-NOM podrá
ser realizado por una Unidad Acreditada de conformidad con los términos para
acreditar a las unidades que certificarán las Centrales Eléctricas Limpias y
que certificarán la medición de variables requeridas para determinar el
porcentaje de energía libre de combustible, siempre y cuando informen a la
Comisión sobre este hecho y tengan la aceptación de la misma. Lo anterior sin
perjuicio de que, durante seis meses a partir de la entrada en vigor del
presente PROY-NOM, efectúen los trámites correspondientes para ser considerados
como Unidades de Verificación.
____________________________