Download - Medicion de Gas Natural

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Medición de Gas Natural en transferencias de Custodia

Carlos C. Yuen


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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.


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.


• 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


Principio de funcionamiento


• 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


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


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


Disposición de haces


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


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


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


Preguntas?

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