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Innovative Technologies, Creative Solutions
Medición de Gas Natural en transferencias de Custodia
Carlos C. Yuen
Innovative Technologies, Creative Solutions
Cómo medir?
• En la Industria del Gas o Petróleo siempre es necesario medir, con exactitud, a un costo razonable
• Sin embargo, debemos tener ciertas consideraciones al momento de elegir la tecnología:
ü Compatibilidad con el fluido
ü Costo inicial
ü Exactitud
ü Mantenimiento
ü Durabilidad
ü Versatilidad
ü Caída de presión
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Cómo medir?
Hay 5 categorías principales de medidores disponibles en el Mercado
• De desplazamiento positivo, que miden volumen directamente
• De velocidad que infieren volumen a partir de velocidad de rotor y área
• De masa, que infieren volumen a partir de la fuerza coriolis y la densidad del fluido
• Generadores de presión diferencial
• Ultrasónicos que infieren volumen a partir del tiempo de tránsito de pulsos ultrasónicos y área
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Cómo medir?
• Existen medidores con otros principios, para medición de bajos volumenes de gas: domiciliarios, a diafragma, de lóbulos rotativos (Pdmeter)
• Error esperado: 2 - 5%
• El medidor másico está aún en etapa de consolidación en el Mercado. No hay una Norma que lo referencie.
• Para Grandes volúmenes se utilizan desplazamiento positivo, Turbinas, placas de orificio y ultrasónicos
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Rangos de aplicación: distintos tipos de medidores
1 2 5 10 2 5 100 2 5 1000 2 5 10000 2 5 100000 2 5 1000000 2
Medidores Qmax/ Qmin= 50Domiciliarios Pmax.= 200 mBar
A diafragma de baja presión Qmax/Qmin=50Pmax.= 200 mBar
A diafragma de alta presión Qmax/Qmin=50Pmax= 7 Bar
Medidores de lóbulos rotativos Qmax/Qmin= 50
Turbinas Qmax/Qmin=10 en baja presiónQmax/Qmin=50 en alta presión
QmaxQmin=3 Placas de orificio
Qmax/Qmin=60 Ultrasónicos
Medición de Gas NaturalRangos de aplicación aconsejables para diversos tipos de meiddores
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Turbina de Gas Natural
• Se basa en la relación lineal entre la velocidad de flujo y la velocidad de rotación del rotor.
• Esta linealidad se ve efactada basicamente por la variación del rozamiento del mecanismo.
• Muy buena estabilidad en el tiempo, aunque el rozamiento descalibrará la turbina
• Se debe realizar la prueba de “Spin” para comprobar el buen estado del rotor. (50 segundos)
• Contrastes con campanas neumáticas o sopladores con toberas sónicas calibradas
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Turbina de Gas: rangos de aplicación
• Considerablemente superior a las placas de orificio
• Muy lineales dentro del rango de operación (10% al 100%)
• A mayor masa, mayor rangeabilidad ( Raiz cuadrada Pf/pr)
• Linealidad Standard: +/- 0.25%
• Recomendada en flujos con amplias variaciones de Max/min
• No sirve en flujo pulsante, mide en exceso
• Requiere instalación con by pass o turbina redundante par su mantenimiento
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Placa de orificio
• Cubre un amplio rango de aplicación
• Fué por muchos años el sistema de medición más usado y todavía lo es (primeros datos de estudio: 1920’s)
• Gran versatilidad
• Buena exactitud para muchas aplicaciones
• Económico
• Existe una Norma de recomendación:
AGA 3, edición 2000
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Placa de orificio
• Su principio de medición se basa en la interposición de un elemento restrictivo al paso de gas, generando un cambio de energía
• Dicho cambio se da en la forma de una caída de presión estática
• Esta caída de presión genera un aumento de la velocidad de flujo
• Este cambio en la energía cinética y la diferencia de presión puede ser medido como un cambio de energía
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Placa de orificio
• El elemento primario comprende no solo la restricción, sino también la tubería contigua aguas arriba y agua abajo
Elemento restrictivoTubería asociada al elemento primario
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Placa de orificio
• Su aplicación tan amplia lo hace uno de los métodos más populares
• Sin embargo, su principio de medición, comprende cierta incertidumbre inherente imposible de reducir.
• Además, muchos factores externos dependientes de la instalación aumentarán o disminuirán dicha incertidumbre.
• Errores más comunes:
ü Por deformación del perfil de velocidad de flujo
ü Defectos en la placa misma
ü Error introducido por elementos externos
• Su rangeabilidad es pobre: 3:1; en el mejor caso 7:1
• Para un xtc de +/-0.1% de error, a fondo de escala, al caer el flujo al 22% ya tenemos 2% de error en la medicón, solopor este efecto.
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Placa de orificio
• Deformación del perfil de velocidades: La acumulación de liquidos o suciedad en las cercanias de la placa, puede generar errores importantes. El cambio progresivo de la rugosidad es otro factor.
• El error de la placa normalmente esta dado por el desgaste del borde recto de la placa (1% , 2% )
• En general podemos decir que casi cualquier circunstancia que se pueda presentar en un tramo cuya atención a sido descuidada, producirá errores por defecto.
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• Amplio rango de medición de flujo (velocidad)
– 100 to 1.3 ft/sec
• Importantes reducciones en costo de instalación
– En tuberias y válvulas, reduciendo la estación completa de medición
– Reducción en costos operativos y de mantenimiento
• Medición No-intrusiva
– Sin partes internas móviles que puedan fallar
– Reemplazo de transductores bajo presión “de operación” y sin desenergizarlo
• Medición de Flujo Bi-Directional
• Diagnóstico remoto del elemento “primario” de medición: Los sensores
• No agrega caída de presión al sistema
Medidor Ultrasónicos: ventajas
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Principio de funcionamiento
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• Una señal ultrasónica que se propaga con el flujo aumenta su velocidad
• Una señal propagándose en contra disminuye su velocidad
• Comparamos los tiempos de tránsito a favor y en contra del flujo
• La diferencia en los tiempos de tránsito es proporcional a la velocidad de flujo (Tu-Td)
B
V
Aθ
LTd
Tu
Principio de medición
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Medición de Velocidad con “haz directo”
V
U
D
θ
LTd
du
du
TTTTLV
−⋅=
)cos(2 θ
)cos(θVcLTd +
=
)cos(θVcLTu −
=
du
du
TTTTLc +
⋅=2
uT
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Medición de Velocidad de flujo instantánea
ViWiVinsti∑
=
=5
0..
La velocidad instantánea es simplemente la sumatoria de Velocidades ponderadas por el factor de area
V0
V1
V2 ; V3
V4 ; V5
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Disposición de haces
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MPU 1200Signal
Processing
Service computerSet-up and extended diagnostics
Configurationcommunication onLAN or serial line
567.9
Volume Counter
Pulse/SerialSignal
HART comm/4-20 mA
Process SensorsP, T & GC
4-20 mA Signal
Control Valve
Hazardous area
Safe Area
Relay Alarm Output
SCADA Systemor Flow Computer
Service computer
LAN/MODBUScommunication
MPU 1200 Configuracion del sistema
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36”: calibracion del medidor
Alderly 36" S/N: 1050-MPU-4369Calibration Lab: Ceesi, Iowa Date: 10/29/2002
A = 1.00438 B = -128.716 ft3/h
-1.40-1.20-1.00-0.80-0.60-0.40-0.200.000.200.400.600.801.001.201.40
0 10 20 30 40 50
Velocidad ft/sec
Dev
iatio
n %
Deviation (%), beforeapplying correctionfactors
Calc. Deviation (%)
Verification (%),after applying correctionfactors
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Conclusiones
• Para Grandes transferencias comerciales, Se utilizan placas de orificio, turbinas y ultrasónicos.
• Placas de orificio: Baja rangeabilidad, económico, no requiere recalibraciones, verificación sencilla, sin autodiagnosis
• Turbinas: Buena rangeabilidad (20:1), ideal para amplias variaciones de flujo, requiere recalibraciones con cierta frecuencia por desgaste mecánico, posee algún nivel primario de autodiagnosis, no puede hacerse mantenimiento en linea, costo moderado pero superior a un sistema por placas
• Ultrasónicos: costosos en bajos diámetros, muy amplia rangeabilidad, gran set de diagnosticos, mantenimiento en linea, ideal para medios y altos volúmenes de transferencia
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Preguntas?