medicion de gas

Documentos Pemex Gas

N° 2007-06

Medición electrónica de gas (MEGAS) en

el transporte de gas natural.

Mayo, 2007

8º Congreso y Expo Internacional de DuctosCLAVE: MED-05

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GAS Y PETROQUIMICA BASICAGAS Y PETROQUIMICA BASICA

MEDICIÓN ELECTRÓNICA DE GAS (MEGAS) EN EL TRANSPORTE DEL GAS NATURAL

José Rafael Hernández Martínez

[email protected]

Pemex Gas y Petroquímica Básica, Subdirección de Ductos, Av. Marina Nacional 329, Col. Huasteca, Ed. B1, 7º piso, CP 11311, México D. F. Tel.1944-5005 Ext.55419

INTRODUCCION Al modificarse el Articulo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo en mayo de 1995, inició para PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB) una nueva época; algunas de las actividades entonces exclusivas del Estado, pasaron a ser actividades reguladas y con acceso a terceros, esta determinación a la letra dice: “el transporte, el almacenamiento y la distribución de gas podrán ser llevados a cabo, previo permiso, por los sectores social y privado, los que podrán construir, operar y ser propietarios de ductos, instalaciones y equipos, en los términos de las disposiciones reglamentarias, técnicas y de regulación que se expidan”. En noviembre de 1995 se publicó el Reglamento de Gas Natural: ”Con el objeto de regular las ventas de primera mano, así como las actividades y los servicios que no forman parte de la industria petrolera en materia de gas natural, a efecto de asegurar su suministro eficiente” En octubre de 1996 se publicó la Ley de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), que da a esta Comisión la identidad de órgano

desconcentrado de la Secretaría de Energía, con autonomía técnica y operativa, para la regulación de gas natural y energía eléctrica en México. Las actividades de la Subdirección de Ductos de PGPB, reguladas por la CRE son:

o El transporte y almacenamiento de gas natural que no estén relacionados con la explotación, producción o procesamiento.

o La distribución de gas natural, y

o El transporte y distribución de gas

licuado de petróleo mediante ductos. En lo referente a estas actividades reguladas, el Artículo 14 del Reglamento de Gas Natural señala: “La realización de las actividades de transporte, almacenamiento y distribución requerirán de permiso previo otorgado por la Comisión en los términos de este Reglamento”.


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Salvo el caso de Petróleos Mexicanos a quien le fue otorgado un permiso provisional para continuar prestando el Servicio de Transporte, dándole un plazo de 8 meses para solicitar el Permiso de Transporte en términos del Reglamento de Gas Natural. Dentro de los compromisos de PGPB, definidos en el Reglamento de Gas Natural, se encontraba presentar el programa gradual de acceso abierto a terceros a sus sistemas de transporte, para ello PGPB, presentó el Programa Gradual de Acceso Abierto 1996-1997, el cual fue aprobado por la CRE en su resolución RES/075/96. Donde se definió: “Para dar cumplimiento al articulo sexto transitorio del Reglamento de Gas Natural, PGPB está instalando un sistema de información así como los mecanismos de control y equipos de medición que garanticen el acceso abierto a terceros en sistema de transporte de gas natural, que consiste en un proyecto integral de automatización, el cual se divide en dos componentes: la Medición Electrónica y SCADA” 1. La Medición Electrónica que inició en 1995 y consiste en la instalación de sistemas de medición electrónica en puntos de inyección y de extracción. 2. El sistema SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) que consiste en la automatización y administración de 43 puntos de transferencia, 118 estaciones de medición 10 estaciones de compresión y 222 válvulas de seccionamiento, desde un cuarto de control centralizado. En Junio de 1999, la Comisión Reguladora de Energía, otorgó a PGPB, el permiso de transporte de gas natural para el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) en los términos

del Título de Permiso número G/061/TRA/99 y el permiso de transporte de gas natural para el Sistema Naco Hermosillo en los términos del Permiso número G/062/TRA/99 En estos permisos se define la cantidad de instalaciones integrantes de ambos Sistemas, señalando los ramales en zonas urbanas como redes de distribución, adicionalmente existen otras instalaciones denominadas “ramales específicos”, a los cuales la Comisión Reguladora de Energía tuvo particularmente en cuenta, resolviendo lo siguiente: Noveno. “PGPB continuará realizando la conducción y entrega de gas a través de los “ ramales específicos” a que se refiere el Considerando Undécimo de esta Resolución, responsabilizándose de su operación, mantenimiento y seguridad, al amparo del permiso G/061/TRA/99, hasta en tanto existan los permisionarios que se hagan cargo de los mismos o bien se convenga la extensión del SNG en términos de las Condiciones Generales, sin perjuicio de que esta Comisión Reguladora de Energía resuelva lo necesario en conformidad con las disposiciones jurídicas aplicables.” Las obligaciones del transportista están contenidas en las “Condiciones generales para la prestación del servicio de transporte de Gas Natural” autorizadas a PGPB por la Comisión Reguladora de Energía en la resolución RES/262/2004. De ellas las que aplican a la medición de la calidad y la cantidad del gas natural son: 13. CALIDAD DEL GAS NATURAL El Transportista y el Usuario están obligados a recibir y entregar, en los Puntos de Origen y de


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Destino, Gas Natural que cumpla con la Norma Oficial de Gas Natural. La determinación de los componentes del Gas Natural para cumplir con la Norma Oficial de Gas Natural se llevará a cabo con equipos que cumplan con las Normas Oficiales Mexicanas aplicables, o a falta de éstas, con las normas o estándares internacionales generalmente aceptadas o usadas en la industria del Gas. Asimismo, las características de las pruebas y periodicidad de las mismas deberán sujetarse a las Normas Oficiales Mexicanas, o a falta de ellas, a las normas o estándares internacionales comúnmente aceptadas o utilizadas en la industria del Gas Natural. El Transportista será el responsable de realizar las mediciones necesarias para demostrar que el Gas transportado en el Sistema cumple con la Norma Oficial Mexicana de Gas Natural e instalará los cromatógrafos necesarios para determinar los componentes del Gas. La Comisión verificará el cumplimiento de la Norma Oficial de Gas Natural y podrá requerir al Transportista el resultado de las mediciones para comprobar la calidad del Gas en diferentes puntos del Sistema. 14. MEDICIÓN DEL GAS NATURAL 14.1 Medición Los procedimientos, medidores y demás equipos utilizados para la medición del Gas Natural deberán ser aprobados, instalados y mantenidos por la parte responsable de dicho mantenimiento, de acuerdo con las Normas Oficiales Mexicanas aplicables. A falta de éstas, se utilizarán las especificaciones internacionales generalmente aceptadas en la industria del Gas Natural. 14.2 Estación de medición, regulación y control El Transportista instalará, mantendrá y operará, o hará que se instale, mantenga y opere, en o cerca de cada Punto de Origen y de Destino,

una estación de medición para medir el Gas que se transporte bajo un Contrato. La medición del Gas Natural será, salvo pacto en contrario, responsabilidad del Transportista. El Usuario podrá instalar, mantener y operar a su cargo, el equipo de verificación de medición que desee, en el entendido de que dicho equipo deberá instalarse fuera del Sistema, de forma tal que no interfiera con la operación y equipo de medición del Transportista. La medición de la cantidad de Gas Natural que reciba el Transportista en el Punto de Origen y entregue en el Punto de Destino, de acuerdo con lo estipulado en las Condiciones Generales, se realizará con los medidores instalados que para tal fin se especifiquen en el Contrato. 14.3.3 Método La medición del Gas Natural se determinará de acuerdo con las Normas Oficiales Mexicanas que se emitan para este propósito, o a falta de éstas, se determinará de acuerdo con los reportes vigentes de la American Gas Association (AGA), AGA-3, AGA-5, AGA-7, AGA-8, AGA-12 y AGA-NX-19 o cualquiera de sus modificaciones. Actualmente PGPB cuenta con el Sistema SCADA que incluye la automatización de instalaciones estratégicas, con información en tiempo real de los gasoductos y LPG ductos a lo largo del sistema de transporte, información que también se utiliza para verificar el cumplimiento de las obligaciones contraídas derivado del Permiso de Transporte otorgado por la CRE, descritas en párrafos anteriores. Siendo el SCADA, pieza fundamental en el Transporte de Gas Natural y Gas LP en PGPB, se advierte la necesidad de mantener el Sistema actualizado, para ello se establecieron cuatro etapas de mejora continua. Siendo el proyecto de Medición Electrónica de Gas (MEGAS) la


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última etapa de este proceso, para que la obtención de las mediciones con fines de facturación sea transparente y confiable, a través de equipos y sistemas con tecnología de ultima generación. La implantación de la Medición Electrónica esta siendo realizada a través de varios proyectos:

• La modernización de los equipos de medición de los “ramales específicos”, los cuales de acuerdo a la resolución de la CRE, PGPB tiene la obligación de su operación, mantenimiento y seguridad, hasta en tanto existan los permisionarios que se hagan cargo de los mismos o bien se convenga la extensión del SNG.

• La modernización de las Estaciones

estratégicas para el Transporte de Gas Natural, con equipos de tecnología de última generación.

• Instalación de equipo para cumplir con la

determinación de los componentes del Gas Natural de acuerdo a la modificación de la Norma Oficial Mexicana NOM-SECRE-001/2003.

El propósito del presente trabajo, es dar a conocer las acciones que ha desarrollado la Subdirección de Ductos en la medición electrónica, para cumplir con lo establecido en el permiso de transporte del Gas Natural otorgado por la CRE.

NOMENCLATURA SCADA: Supervisory Control and Data Acquisition. RTU: Unidad Terminal Remota.

CRE: Comisión Reguladora de Energía. CIATEQ: Centro de Tecnología Avanzada del Estado de Querétaro. SNG: Sistema Nacional de Gasoductos IMP: Instituto Mexicano del Petróleo PGPB: Pemex Gas y Petroquímica Básica AGA: American Gas Association Sistema de Medición: Conjunto de instrumentos y equipos utilizados para la medición del flujo con fines de facturación. Computador de flujo: Equipo electrónico de cómputo dedicado al cálculo y totalización de flujo.

DESARROLLO

El MEGAS (Medición Electrónica de Gas) inicio en el segundo semestre del 2002 con el propósito de garantizar a los usuarios transparencia y confiabilidad en la obtención de mediciones con fines de facturación, así como en las mediciones de transferencia de custodia entre el transportista y el usuario final a través de la aplicación de tecnología de última generación.


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Transparencia: Este elemento, consiste en mostrar y hacer participe al usuario final, del proceso para la obtención de la medición y el mantenimiento a los equipos que conforman el sistema de medición a través de:

• Firma de convenios de medición, donde se acuerda la actuación de las partes en la operación normal y la falla de los equipos electrónicos que intervienen en la medición. El convenio de medición contiene tres anexos:

o Anexo 1 Procedimiento de Medición

o Anexo 2 Límite de propiedad y

responsabilidad

o Anexo 3 Plan de Ayuda Mutua

Estos documentos son suscritos por los apoderados legales del transportista y del usuario final con la participación del personal técnico de ambas partes.

Cuando el usuario final sea quien opere y mantenga al equipo que conforma al sistema de medición, en este caso, el convenio de medición establece que el personal de la Subdirección de Ductos, debe estar presente en cualquier actividad que el usuario realice al sistema de medición, como son:

• Desarrollo de pruebas de validación al

equipo electrónico, para comprobar el cumplimiento del cálculo de volumen y energía del computador de flujo.

• Actualización de Procedimientos de

Operación y Mantenimiento al sistema de medición, de acuerdo a los lineamientos de Disciplina Operativa.

• La presencia del usuario en las

actividades de mantenimiento al Sistema de Medición, serán mediante el envió de copia del programa de mantenimiento y fecha en que se realizará esta actividad, la no presencia del usuario en la fecha señalada, se considera aceptación de los trabajos.

• Información de los datos de medición en

tiempo real por medio del SCADA Net, que proporciona vía Internet, la información operativa de la estaciones de medición que se encuentran enlazadas al sistema SCADA, de esta manera el usuario puede conocer la información operativa del volumen y energía que se suministra a la estación de medición.


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Confiabilidad: Consiste en verificar que el proceso de medición cumple con lo establecido en el permiso de transporte otorgado por la CRE. Para ello se han desarrollado:

• Convenios con institutos de investigación como: el IMP y el CIATEQ para realizar estudios de evaluación al cumplimiento de la normatividad, estándares en los sistemas de medición y las mejores prácticas de la industria del gas natural, con la finalidad de incluir mejoras en los procedimientos de operación y mantenimiento, así como en la actualización de estaciones y nuevos proyectos.

• Uso del módulo PM del SAP como

instrumento para verificar el cumplimiento al programa de mantenimiento de las estaciones de medición.

• Convenio con el CIATEQ para la certificación de equipos patrón de la Subdirección de Ductos utilizados en la calibración de los instrumentos y equipos de los sistemas de medición

o Balanza de Pesos Muertos o Balanza de presión diferencial o Baños de temperatura variable o Equipos de medición eléctrica o Planímetros o Manómetros

• Programa de capacitación continua

diseñado e impartido conjuntamente con el CIATEQ, para la actualización de los ingenieros de medición de los diferentes Sectores de Ductos en:

o AGA 3 Orifice Metering of Natural Gas and other related hydrocarbon fluids o AGA 5 Fuel Gas Energy Metering o AGA 7 Measurement of Gas by Turbine Meters o AGA 8 Compressibility factors of Natural Gas and other related hydrocarbon gases o AGA 9 Measurement of gas by multipath ultrasonic meters o AGA 10 Speed of sound in natural gas and other related hydrocarbon gases o AGA 11 Measurement of Natural Gas by Coriolis Meter o API 21.1 Flow Measurement using Electronic Metering System o Cálculo de incertidumbre


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o Medición con Turbinas o Medición con Ultrasónicos o Metrología Legal P, T, y

Dimensional Cursos impartidos por expositores destacados en las áreas de medición, con participación activa en la industria del gas natural.

• Revisión y evaluación de normas y estándar relacionados con los sistemas de medición. Participación en la revisión de las:

o NOM-007-SECRE-2003, Transporte de Gas Natural.

o NOM-093-SCFI-1994 “Válvulas de relevo de presión “Seguridad, seguridad – Alivio y alivio) operadas por resorte y piloto.”

Coordinación para la elaboración de las normas de referencia

o NRF-081-PEMEX-2005 (Medición ultrasónica de hidrocarburos en fase gaseosa)

o NRF-083-PEMEX-2005, (Sistemas Electrónicos de Medición de Flujo para Hidrocarburos en Fase Gaseosa)

Medición ultrasónica de hidrocarburos en

fase gaseosa (NRF-081-PEMEX-2005)

Se refiere a las especificaciones que deben cumplir los tubos de medición ultrasónicos, para ser utilizados en la medición de hidrocarburos en fase gaseosa.

Es de aplicación general y observancia obligatoria en:

• Adquisición de tubos de medición ultrasónicos

• Transferencia de custodia para la medición de hidrocarburos en fase gaseosa

Norma que debe ser incluida en los procedimientos de contratación como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, fabricante, contratista o licitante. La norma contiene:

• Límites de operación • Características de la composición

química del hidrocarburo en fase gaseosa

• Especificaciones de los equipos • Acondicionador de flujo • Cuerpo del Medidor, Secciones de

Tuberías Corriente Aguas Arriba y Corriente Aguas Abajo del Tubo de Medición Ultrasónico.

• Transductores y unidad de procesamiento de señal del medidor ultrasónico.

• Señal de salida del medidor ultrasónico. • Pruebas FAT (Factory Test Acceptance)

y pruebas SAT (Site Test Acceptance) • Calibración del medidor ultrasónico • Parámetros metrológicos a cumplir • Documentación a ser entregada • Caracterización del medidor

Sistemas Electrónicos de Medición de Flujo

para Hidrocarburos en Fase Gaseosa (NRF-083-PEMEX-2005)


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Se refiere a las especificaciones que deben cumplir los componentes que constituyen los Sistemas Electrónicos de Medición de Flujo para Hidrocarburos en Fase Gaseosa y productos relacionados en estaciones de transferencia de custodia. Asimismo la normatividad y las especificaciones del Sistema Electrónico de Medición (SEM) en aquellas Estaciones de Transferencia de Custodia donde se requiera su utilización para la medición de hidrocarburos en fase gaseosa y productos relacionados y cuyo elemento primario de medición sean de los siguientes tipos: placa de orificio, turbina, ultrasónico, desplazamiento positivo (rotativo o diafragma) o coriolis. Es de aplicación general y observancia obligatoria en:

• Adquisición de los bienes y servicios de un SEM

Norma que debe ser incluida en los procedimientos de contratación, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, fabricante, contratista o licitante.

La norma contiene:

• Registro de control y seguimiento: Cantidad del producto Calidad del producto Configuración del equipo

electrónico de medición Evaluación del algoritmo de

cálculo Eventos y alarmas Pruebas al equipo electrónico de

medición

• Procedimiento de cálculo del Sistema Electrónico de Medición

Para placa de orificio

Para turbina Para ultrasónico

• Especificaciones del Sistema Electrónico

de medición Transmisores de presión,

temperatura y presión diferencial o multivariables

Cromatógrafo de gases Computador de flujo Interfase hombre máquina Sistema de fuerza ininterrumpible

• Pruebas FAT de los equipos del SEM • Pruebas SAT de los equipos del SEM • Documentación a ser entregada • Garantía

Tecnología: Para garantizar al usuario transparencia y confiabilidad en la medición se han venido desarrollado una serie de proyectos, los cuales consisten en actualizar e instalar estaciones de medición:

• Sustitución de registradores gráficos por equipo electrónico.

• Instalación de Computadores de Flujo.

• Modernización de equipos analizadores

de la calidad de gas.

• Sustitución de placas de orificio por medidores ultrasónicos (modernización de estaciones de medición con medidor ultrasónico).

• Instalación de sistemas de separación y

filtrado.


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• Desarrollo del protocolo Modbus PEMEX.

• Sustitución del Sistema de

Administración de Mediciones SIMEGA por el GMAS (Gas Measurement and Accounting System).

• Modernización del Sistema SCADA.

Sustitución de Registradores Gráficos por Equipo Electrónico

(2002-2007)

Consiste en reemplazar los registradores de gráficas en el proceso de facturación del gas natural, por los computadores de flujo y la integración de usuarios finales conectados en “ramales específicos”. La meta de este proyecto es la sustitución de 1500 registradores gráficos y se complementa con el Proyecto de “Instalación de computadores de Flujo”.

Instalación de Computadores de Flujo

(2005-2007) Para la integración de la Medición electrónica al SCADA se han puesto en operación computadores de flujo, transmisores electrónicos, sistemas de alimentación ininterrumpible y sistemas de comunicación en tiempo real de estos equipos. Seleccionados conforme al volumen a medir o la dificultad de acceso a las instalaciones de ramales específicos y estratégicas. Esta tecnología permite la utilización de protocolos de comunicación BSAP y Modbus Pemex, con lo cual se tiene la flexibilidad de utilizar diversas marcas de computadores de flujo que deben cumplir con la NRF-083-PEMEX-2005. Modernización de equipos de calidad de gas

(2005-2008)

Para la actualización de los equipos de calidad de gas natural conforme a la NOM 001-SECRE-2003, se implementó el proyecto para sustitución de los analizadores de calidad de gas natural en los puntos de inyección y mezclas del Sistema Nacional de Gasoductos, que incluye:


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• 17 Cromatógrafos de gases hasta C9+ en los puntos de inyección

• 23 Analizadores de Sulfhídrico

• 30 Analizadores de Azufre Total

• 25 Analizadores de Humedad

Para este proyecto se considero la instalación de 95 analizadores de calidad de gas en los diferentes gasoductos del SNG que consiste en: adquisición, instalación, colocación de tomas de muestra (probetas), sistema acondicionador de muestra, conexión de los analizadores a computadores de flujo, puesta en servicio de los analizadores y capacitación.

Sustitución de Placas de Orificio por Medidores Ultrasónicos (Modernización de

Estaciones de Medición) (2002-2008)

Modernización de los principales puntos de inyecciones de gas natural al sistema nacional de gasoductos y estaciones de medición con

una antigüedad mayor a 20 años de operación, en donde se sustituirá la placa de orificio por medidores ultrasónicos. La meta es modernizar 50 estaciones de medición que cubren el 85 % del gas manejado en inyecciones y el 31 % en extracciones. Se solicitó al IMP el análisis de la composición de los flujos de las inyecciones al sistema nacional de gasoductos para determinar la tecnología de separación y/o filtración que debe aplicarse y al CIATEQ la elaboración de las bases de usuario para el proceso de licitación.

Instalación de Sistemas de Separación y Filtrado

(2005 - 2006)

Aún cuando el transportista, no es responsable de la calidad del gas que se inyecta a su sistema de transporte, la Subdirección de Ductos se dió a la tarea de instalar sistemas de separación y filtrado para disminuir la presencia de líquidos y partículas de sólidos que pudieran


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presentarse en la inyección y puntos de mezcla al SNG, con el propósito de reducir contaminantes y proteger los gasoductos y a importantes industrias en su proceso productivo.

Desarrollo del Protocolo de Comunicación Modbus PEMEX

Con el fin de incorporar al sistema SCADA de la Subdirección de Ductos, el mayor número de marcas de computadores de flujo, se solicitó a la compañía TELVENT, Canadá el desarrollo del protocolo Modbus Pemex (disponible en el Sistema SCADA desde el 2004), el cual incluye el manejo de las estructuras de datos utilizada por PGPB en el proceso de facturación. Dentro de las ventajas que se han obtenido con el desarrollo de este protocolo, se encuentra la optimización del manejo de datos para una mejor administración de la información de medición.

Sustitución del Sistema de Administración de Mediciones SIMEGA (Sistema de Medición de Gas) por el GMAS (Gas Measurement and

Accounting System). El avance de la tecnología de información aunado a la dinámica de cambio en los Sistemas llevó a la Subdirección de Ductos a adquirir un nuevo Sistema de Medición que cuente con tecnología de última generación, tanto en software como en hardware. Actualmente se encuentra en desarrollo el nuevo Sistema de Medición, con la funcionalidad de operar de manera off-line y on-line, lo que permitirá contar con la información de medición en tiempo real y al cierre del día gas. Al incorporarse esta nueva funcionalidad se contribuirá para una mejor toma de decisiones, administración de las mismas y del tiempo,

contando para ello con una serie de indicadores que servirán para realizar las acciones preventivas correspondientes y de planeación.

Modernización del sistema SCADA La Subdirección de Ductos, está inmersa en la dinámica de cambio existente en los Sistemas de Información así como en el crecimiento de sus instalaciones, por lo que se decidió llevar a cabo la modernización del Sistema SCADA, contando para ello con tecnología de última generación. Con la modernización del Sistema SCADA se contará con nuevas funcionalidades así como con hardware más avanzado y una mayor capacidad de almacenamiento de información, lo que hará que se tenga un Sistema más abierto que permitirá la integración con otras aplicaciones del negocio de PGPB como lo son el SAP, las Aplicaciones de Gas y servicios de Internet (con lo cual se logrará tener un mayor acercamiento con los Clientes y una mayor transparencia de información). CONCLUSIONES

El Proyecto MEGAS surgió ante la necesidad de asegurar el proceso de obtención de las mediciones, con fines de facturación trasparente y confiable, a través de equipos y sistemas con tecnología de ultima generación. Su objetivo principal es medir electrónicamente el Gas Natural y Gas LP vía sistema SCADA de la Subdirección de Ductos de PGPB, garantizando a los usuarios transparencia, confiabilidad y aplicación de tecnología de ultima generación en la obtención de las mediciones con fines de facturación en tiempo real.


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Es un proyecto dinámico, basado en el cumplimiento de la normatividad vigente y en los cambios que en ella puedan darse, así como de las modificaciones o adiciones al Sistema de Transportes que impactan a la medición con fines de facturación.

AGRADECIMIENTOS

A todo el personal de los 14 sectores de Ductos en campo y de la Subdirección de Ductos de PGPB, que participan en las diferentes fases del proyecto.

REFERENCIAS 1. Plan de Negocios de la Subdirección de

Ductos 2. NRF-083-PEMEX-2005 Sistemas

Electrónicos de Medición de Flujo para Hidrocarburos en Fase Gaseosa. Puede Consultarse en: http://www.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=5&catID=254&subcatID=256

3. NRF-081-PEMEX-2005 Medición

ultrasónica de hidrocarburos en Fase Gaseosa. Puede Consultarse en: http://www.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=5&catID=254&subcatID=256

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Plan de Tecnología

Gerencia de Sistemas de Control Gerencia de Sistemas de Control y Monitoreo Automatizadosy Monitoreo Automatizados

GenteGente

EjecuciEjecucióónnEstrategiaEstrategia

SAEDSAED

GenteGente

EjecuciEjecucióónnEstrategiaEstrategia

SAEDSAED

MediciMedicióón Electrn Electróónica del Gas Natural nica del Gas Natural Transportado por DuctosTransportado por Ductos

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IndiceIndice

IntroducciIntroduccióónn

TransparenciaTransparencia

DescripciDescripcióón del MEGASn del MEGAS

TecnologTecnologííaa

Proyectos Proyectos

ConfiabilidadConfiabilidad

Conclusiones Conclusiones

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•• Inicia integraciInicia integracióón del Proyecto SCADAn del Proyecto SCADA19981998

•• Inicia Inicia desincorporacidesincorporacióónn de redes de distribucide redes de distribucióón de PGPBn de PGPB19971997

20022002

20002000

19991999

19951995

•• Inicia Proyecto MEGASInicia Proyecto MEGAS

•• Termina integraciTermina integracióón del Proyecto SCADAn del Proyecto SCADA••Termina Termina desincorporacidesincorporacióónn de redes de distribucide redes de distribucióón de PGPBn de PGPB

•• Permisos de Transporte de Gas Natural para PGPBPermisos de Transporte de Gas Natural para PGPB

•• ModificaciModificacióón al artn al artíículo 27 Constitucionalculo 27 Constitucional•• Reglamento del Gas NaturalReglamento del Gas Natural•• Ley de la ComisiLey de la Comisióón Reguladora de Energn Reguladora de Energííaa•• Programa Gradual de Acceso AbiertoPrograma Gradual de Acceso Abierto

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Se publica la Ley de la ComisiSe publica la Ley de la Comisióón Reguladora de n Reguladora de EnergEnergíía (CRE), a (CRE), ““que da a la comisique da a la comisióón la identidad de n la identidad de óórgano rgano desconcentrado de la Secretardesconcentrado de la Secretaríía de Energa de Energíía con a con autonomautonomíía ta téécnica y operativa para la regulacicnica y operativa para la regulacióón de n de gas natural y energgas natural y energíía ela elééctrica.ctrica.””

Octubre 1995Octubre 1995

Se publica el Reglamento de Gas NaturalSe publica el Reglamento de Gas NaturalCon el objeto de regular las ventas de primera mano, Con el objeto de regular las ventas de primera mano, asasíí como las actividades y los servicios que no forman como las actividades y los servicios que no forman parte de la industria petrolera en materia de gas parte de la industria petrolera en materia de gas natural, a efecto de asegurar su suministro eficiente. natural, a efecto de asegurar su suministro eficiente.

Noviembre 1995Noviembre 1995

ModificaciModificacióón al artn al artíículo constitucional en el ramo del culo constitucional en el ramo del petrpetróóleo.leo.““El transporte, el almacenamiento y la distribuciEl transporte, el almacenamiento y la distribucióón del n del gas podrgas podráán ser llevadas a cabo previo permiso por los n ser llevadas a cabo previo permiso por los sectores social y privado, los que podrsectores social y privado, los que podráán construir, n construir, operar y ser propietarios de ductos...operar y ser propietarios de ductos...””

Mayo 1995Mayo 1995

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La CRE otorga a PGPB los permisos de transporte de La CRE otorga a PGPB los permisos de transporte de gas natural: para el Sistema Nacogas natural: para el Sistema Naco--Hermosillo Hermosillo G/059/TRA/99 y para el Sistema Nacional de G/059/TRA/99 y para el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) G/061/TRA/99Gasoductos (SNG) G/061/TRA/99

Marzo y Junio Marzo y Junio 19991999

ArtArtíículo 14 del Reglamento de Gas Natural culo 14 del Reglamento de Gas Natural ““La realizaciLa realizacióón de las actividades de trasporte n de las actividades de trasporte

almacenamiento y distribucialmacenamiento y distribucióón requerirn requeriráán de permisos n de permisos previo otorgado por la comisiprevio otorgado por la comisióón en los tn en los téérminos de rminos de este reglamentoeste reglamento””

Programa Gradual de Acceso Abierto 1996Programa Gradual de Acceso Abierto 1996--19971997aprobada por la CRE en RES/075/96aprobada por la CRE en RES/075/96““Para dar cumplimiento al artPara dar cumplimiento al artíículo sexto transitorio del culo sexto transitorio del Reglamento de Gas Natural, PGPB estReglamento de Gas Natural, PGPB estáá instalando un instalando un sistema de informacisistema de informacióón asn asíí como los mecanismos de como los mecanismos de control y equipos de medicicontrol y equipos de medicióón que garanticen el n que garanticen el acceso abierto a terceros en el Sistema de Transporte acceso abierto a terceros en el Sistema de Transporte de Gas Natural, que consiste en un proyecto integral de Gas Natural, que consiste en un proyecto integral de automatizacide automatizacióón, el cual se divide en dos n, el cual se divide en dos componentes: la Medicicomponentes: la Medicióón Electrn Electróónica y SCADA.nica y SCADA.””

Noviembre 1995Noviembre 1995

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PERMISO DE TRASPORTEPERMISO DE TRASPORTE

Noveno.Noveno.Pemex Gas y PetroquPemex Gas y Petroquíímica Bmica Báásica continuarsica continuaráá realizando la conduccirealizando la conduccióón y n y entrega de gas a traventrega de gas a travéés de los s de los ““ramales especramales especííficosficos”” a que se refiere el a que se refiere el considerando considerando undundéécimocimo de esta resolucide esta resolucióón, n, responsabilizresponsabilizáándose de su ndose de su operacioperacióón, mantenimiento y seguridad,n, mantenimiento y seguridad, al amparo del permiso G/061/TRA/99, al amparo del permiso G/061/TRA/99, hasta en tanto existan los permisionarios que se hagan cargo de hasta en tanto existan los permisionarios que se hagan cargo de los mismoslos mismoso bien se convenga la extensio bien se convenga la extensióón del SNG en tn del SNG en téérminos de las Condiciones rminos de las Condiciones Generales, sin perjuicio de que esta ComisiGenerales, sin perjuicio de que esta Comisióón Reguladora de Energn Reguladora de Energíía a resuelva lo necesario en conformidad con las disposiciones jurresuelva lo necesario en conformidad con las disposiciones juríídicas dicas aplicables.aplicables.

13.0 Calidad del Gas Natural.13.0 Calidad del Gas Natural.““El transportista serEl transportista seráá el responsable de realizar las mediciones necesarias el responsable de realizar las mediciones necesarias para demostrar que el gas transportado en el sistema cumple con para demostrar que el gas transportado en el sistema cumple con la Norma la Norma Oficial Mexicana de Gas Natural e instalarOficial Mexicana de Gas Natural e instalaráá los cromatlos cromatóógrafos necesarios grafos necesarios para determinar los componentes del Gas.para determinar los componentes del Gas.””

CONDICIONES GENERALES PARA LA PRESTACICONDICIONES GENERALES PARA LA PRESTACIÓÓN DEL SERVICIO DE N DEL SERVICIO DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL TRANSPORTE DE GAS NATURAL

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14.2 Estaciones de Medici14.2 Estaciones de Medicióón, Regulacin, Regulacióón y Control.n y Control.““El transportista El transportista instalarinstalaráá, mantendr, mantendráá y operary operaráá o haro haráá que se instale que se instale mantenga y operemantenga y opere, en o cerca de los Puntos de Origen y de Destino, una , en o cerca de los Puntos de Origen y de Destino, una estaciestacióón de medicin de medicióón para medir el Gas que se transporte bajo un contrato. n para medir el Gas que se transporte bajo un contrato. La mediciLa medicióón del Gas Natural sern del Gas Natural seráá, salvo pacto en contrario responsabilidad , salvo pacto en contrario responsabilidad del Transportista.del Transportista.””

14.3.1. Condiciones.14.3.1. Condiciones.““El Gas se medirEl Gas se mediráá en forma continua a las condiciones base de doscientos en forma continua a las condiciones base de doscientos noventa y tres grados Kelvin (293 K) y noventa y ocho punto cernoventa y tres grados Kelvin (293 K) y noventa y ocho punto cero sesenta y o sesenta y siete kilo Pascal (98.067) de presisiete kilo Pascal (98.067) de presióón absoluta n absoluta (20(20°°CC y 1 y 1 KgKg/cm2)/cm2), con los , con los medidores que operen en la estacimedidores que operen en la estacióón de medicin de medicióón, o bien conforme con lo n, o bien conforme con lo pactado en el contrato.pactado en el contrato.””

14.5.1. Fallas en el funcionamiento del equipo14.5.1. Fallas en el funcionamiento del equipo““La detecciLa deteccióón de discrepancias de medicin de discrepancias de medicióón de mn de máás/menos dos por ciento s/menos dos por ciento (2%) en equipos mec(2%) en equipos mecáánicos o de mnicos o de máás/menos uno por ciento (1%) en equipos s/menos uno por ciento (1%) en equipos electrelectróónicos, para cada Punto de Origen y de Destino, no darnicos, para cada Punto de Origen y de Destino, no daráá como como resultado una correcciresultado una correccióón a los cargos.n a los cargos.””

7

Sistema Nacional de Gasoductos (SNG)Sistema Nacional de Gasoductos (SNG)

G/059/TRA/99 G/059/TRA/99 Sistema NacoSistema Naco--HermosilloHermosillo

G/061/TRA/99 G/061/TRA/99 Sistema Nacional de GasoductosSistema Nacional de Gasoductos

8

TRANSPORTE 9,187 KM 3,760 MMPCDTRANSPORTE 9,187 KM 3,760 MMPCD

EMREMR

15.8%15.8%

EMREMR

PEMEXPEMEX

28.9%28.9%

EMREMR

INDUSTRIALINDUSTRIAL

13.9%13.9%

EMREMR

CFECFE

17.6%17.6%

EMREMR

IPPIPP’’ss

19.3%19.3%

EMREMR

TRANSPORTISTASTRANSPORTISTAS

4.5%4.5%

23.3%23.3%

PEPPEP

EMREMR

Inyecciones y Extracciones al Sistema Nacional de GasInyecciones y Extracciones al Sistema Nacional de Gas

15.0%15.0%EMREMR

IMPORTACIIMPORTACIÓÓNN

61.7%61.7%

CPGCPG´́ss

EMREMR

Fuente reporte del SIMEGA Fuente reporte del SIMEGA EneEne--Mar 2005Mar 2005

DISTRIBUIDORESDISTRIBUIDORES

9

El proyecto MEGAS (El proyecto MEGAS (MMediciedicióón n EElectrlectróónica de nica de GASGAS) tiene como ) tiene como objetivo principal, medir objetivo principal, medir electrelectróónicamente el Gas Natural nicamente el Gas Natural y Gas L.P. vy Gas L.P. víía SCADA, a SCADA, garantizando a nuestros garantizando a nuestros usuarios, transparencia, usuarios, transparencia, confiabilidad y aplicaciconfiabilidad y aplicacióón de n de tecnologtecnologíía de ultima generacia de ultima generacióón n en la obtencien la obtencióón de las n de las mediciones con fines de mediciones con fines de facturacifacturacióón. n.

DescripciDescripcióón MEGASn MEGAS


TransparenciaTransparencia

TecnologTecnologííaa

10

Transparencia Transparencia

Proceso de ValidaciProceso de Validacióón n del equipo electrdel equipo electróónico nico

con fines de con fines de facturacifacturacióónn

ValidaciValidacióónn

VerificaciVerificacióónn

ConfiguraciConfiguracióónn

AdministraciAdministracióónn

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Anexo 1Anexo 1

Anexo 2Anexo 2

Anexo 3Anexo 3

Procedimiento de MediciProcedimiento de Medicióónn

LLíímite de responsabilidad y mite de responsabilidad y LLíímite de propiedadmite de propiedad

Plan de Ayuda Mutua y Plan de Ayuda Mutua y AtenciAtencióón de Emergenciasn de Emergencias


Firma de Firma de procedimientos procedimientos

ttéécnicos y legales cnicos y legales con los usuarioscon los usuarios

Convenio de Medición y sus anexos

12

104 Usuarios como son, plantas industriales, plantas eléctricas y distribuidoras, conectados al SCADA con información en tiempo real.

Consulta de flujo, energía, condiciones de operación y calidad de gas en tiempo real.

Todo usuario con enlace al SCADA puede contar con este servicio vía INTERNET.


InformaciInformacióón a clientesn a clientes

13


EvaluaciEvaluacióón de los n de los Sistemas de Sistemas de

MediciMedicióón n

•• AnAnáálisis del cumplimiento de la normatividad vigente.lisis del cumplimiento de la normatividad vigente.

•• EvaluaciEvaluacióón del estado mecn del estado mecáánico de la estacinico de la estacióón.n.

•• EvaluaciEvaluacióón del cumplimiento de la instrumentacin del cumplimiento de la instrumentacióón.n.

•• RevisiRevisióón de la configuracin de la configuracióón del computador de flujon del computador de flujo

•• RevisiRevisióón de la calibracin de la calibracióón del analizador de gasn del analizador de gas

•• Recomendaciones de mejores practicas para la Recomendaciones de mejores practicas para la obtenciobtencióón de mediciones n de mediciones

14


RevisiRevisióón y evaluacin y evaluacióón de n de estestáándar de medicindar de medicióónn

NRFNRF--081081--PEMEXPEMEX--20052005MediciMedicióón Ultrasn Ultrasóónica de Hidrocarburos nica de Hidrocarburos en Fase en Fase GaseosaGaseosa

Establecer las especificaciones que Establecer las especificaciones que deben cumplir los tubos de medicideben cumplir los tubos de medicióón n ultrasultrasóónicos, para su utilizacinicos, para su utilizacióón en la n en la medicimedicióón de hidrocarburos en fase n de hidrocarburos en fase gaseosa y aplica al tubo de medicigaseosa y aplica al tubo de medicióón n ultrasultrasóónico; para la medicinico; para la medicióón de n de hidrocarburos en fase gaseosa a las hidrocarburos en fase gaseosa a las condiciones de proceso en el punto de condiciones de proceso en el punto de medicimedicióón en aplicaciones de n en aplicaciones de transferencia de custodiatransferencia de custodia

NRFNRF--083083--PEMEXPEMEX--20052005Sistemas ElectrSistemas Electróónicos de Medicinicos de Medicióón de n de Flujo para Hidrocarburos en Fase Flujo para Hidrocarburos en Fase GaseosaGaseosa

Establece las especificaciones que Establece las especificaciones que deben cumplir los componentes que deben cumplir los componentes que constituyen el Sistema Electrconstituyen el Sistema Electróónico de nico de MediciMedicióón de Flujo para Hidrocarburos en n de Flujo para Hidrocarburos en Fase Gaseosa y productos relacionados Fase Gaseosa y productos relacionados en estaciones de transferencia de en estaciones de transferencia de custodiacustodia

NRFNRF--081081--PEMEXPEMEX--20052005

NRFNRF--083083--PEMEXPEMEX--20052005

15


Seguimiento al Seguimiento al cumplimiento del cumplimiento del

programa de programa de mantenimiento en el mantenimiento en el modulo PM de SAPmodulo PM de SAP

16

TecnologTecnologíía a

Instalar equipo de Instalar equipo de úúltima generaciltima generacióón para n para

la obtencila obtencióón de n de mediciones con fines mediciones con fines

de facturacide facturacióónn

•• SustituciSustitucióón de Registradores Grn de Registradores Grááficos por Equipo Electrficos por Equipo Electróóniconico

•• InstalaciInstalacióón de Computadores de Flujon de Computadores de Flujo

•• ModernizaciModernizacióón de equipos Analizadores de la Calidad de Gasn de equipos Analizadores de la Calidad de Gas

•• SustituciSustitucióón de Placas de Orificio por medidores Ultrasn de Placas de Orificio por medidores Ultrasóónicos nicos

(Modernizaci(Modernizacióón de Estaciones de Medicin de Estaciones de Medicióón con medidor Ultrasn con medidor Ultrasóónico)nico)

•• InstalaciInstalacióón de Separacin de Separacióón y Filtrado en inyecciones al SNGn y Filtrado en inyecciones al SNG

•• SustituciSustitucióón del Sistema de Administracin del Sistema de Administracióón de Mediciones SIMEGA por el n de Mediciones SIMEGA por el

GMAS (Gas GMAS (Gas MeasurementMeasurement andand AccountingAccounting SystemSystem))

•• ModernizaciModernizacióón del Sistema SCADAn del Sistema SCADA

Proyectos de InversiProyectos de Inversióónn

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ConclusionesConclusiones

El Proyecto MEGAS surge ante la necesidad de mantener el sistemaEl Proyecto MEGAS surge ante la necesidad de mantener el sistemaSCADA a la vanguardia, asegurando que el proceso de obtenciSCADA a la vanguardia, asegurando que el proceso de obtencióón de n de mediciones con fines de facturacimediciones con fines de facturacióón sea transparente, confiable y que n sea transparente, confiable y que ademademáás utilice equipos y sistemas con tecnologs utilice equipos y sistemas con tecnologíía de a de úúltima generaciltima generacióón, n, cumpliendo con la normatividad vigente aplicable al permiso de Tcumpliendo con la normatividad vigente aplicable al permiso de Transporte ransporte de la Subdireccide la Subdireccióón de Ductos.n de Ductos.

El Proyecto MEGAS es un Proyecto integral de la SubdirecciEl Proyecto MEGAS es un Proyecto integral de la Subdireccióón de Ductos, n de Ductos, que involucra a las diferentes que involucra a las diferentes ááreas que intervienen directa o reas que intervienen directa o indirectamente con la Mediciindirectamente con la Medicióón Electrn Electróónica.nica.

El Proyecto MEGAS, es dinEl Proyecto MEGAS, es dináámico, ya que todos los proyectos que lo mico, ya que todos los proyectos que lo integran se basan en el cumplimiento de la normatividad vigente integran se basan en el cumplimiento de la normatividad vigente y en los y en los cambios que en ella puedan darse, ascambios que en ella puedan darse, asíí como de las modificaciones o como de las modificaciones o adiciones al Sistema de Transporte los cuales impactan a la mediadiciones al Sistema de Transporte los cuales impactan a la medicicióón con n con fines de facturacifines de facturacióón. n.

medicion de gas

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