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ANALISIS Y UTILIZACIÓN DE REPORTES ANALISIS Y UTILIZACIÓN DE REPORTES AGA APLICABLES A LA MEDICIÓN DE AGA APLICABLES A LA MEDICIÓN DE
GAS NATURALGAS NATURAL
KAZUTO KAWAKITA KAZUTO KAWAKITA IPT Instituto de Pesquisas TecnológicasIPT Instituto de Pesquisas Tecnológicas
LaboratórioLaboratório de de VazãoVazã[email protected]@ipt.br
IPTIPTIPT
1ª JORNADA TÉCNICA INTERNACIONAL EN 1ª JORNADA TÉCNICA INTERNACIONAL EN MEDICION DE FLUJO DE GASMEDICION DE FLUJO DE GAS
4, 5 y 6 de Septiembre, 2002Bucaramanga Colombia
IPTIPTIPT
AGA Report nº 3Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids
AGA Report nº 7Measurement of Gas by Turbine Meters
AGA Report nº 8Compressibility Factors of Natural Gas and OtherRelated Hydrocarbon Gases
AGA Report nº 9Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic meter
IPTIPTIPTCAMPO DE APLICACION
Medidores tipo turbina axiales
Regula la medición de gas en los siguientes aspectos:
Construcción
Instalación
Operación
Prácticas de calibración
Métodos de cálculo para determinación de flujo volumétricoy másico de gas
CONSTRUÇÃO
COMPONENTES DEL MEDIDOR TIPO TURBINA
IPTIPTIPTIPTIPT
Cuerpo
FIGURA 1
SalidaEntradaEstator de
entradaEstator
de salida
Pasaje anular
Rotor da turbina
Conexión
Invólucro do mecanismo
Indicador mecánico o electrónico
CONSTRUÇÃO
MEDIDORES TIPO TURBINA
IPTIPTIPTIPTIPT
VARIACION DE PARAMETROS DENTRO DE
UN MEDIDOR TIPO TURBINA
IPTIPTIPTIPTIPT
Curva de presión a través de un medidor turbina
Presión p
Conversión de energiapresión energia rotacional
Diagrama equivalente de fluidode un medidor tipo turbina
Toma de presión
Termómetro de control
Comprimento
Pt100
Diferença de temperatura 1oC
Variaçión de la temperatura del gas a través de una turbinaa una velocidad de 18 m/s.
CONFIGURACION RECOMENDADA PARA INSTALACION DE UN MEDIDOR TIPO TURBINA
IPTIPTIPTIPTIPT
CONFIGURACION OPCIONAL PARA INSTALACION DE UN MEDIDOR TIPO TURBINA
(Short coupled)
IPTIPTIPTIPTIPT
CONFIGURACION OPCIONAL PARA INSTALACION DE UN MEDIDOR TIPO TURBINA
(Closed coupled)
IPTIPTIPTIPTIPT
CONFIGURACION RECOMENDADA PARA INSTALACION DE MEDIDOR TIPO TURBINA
ANGULAR
IPTIPTIPTIPTIPT
IPTIPTIPTRECTIFICADOR DE FLUJO
IPTIPTIPTIPTIPT
IPTIPTIPTCURVA DE EXACTITUD DE UN MEDIDOR TIPO
TURBINA A PRESION ATMOSFÉRICA
IPTIPTIPTIPTIPT
IPTIPTIPTEFECTO DE FLUJO HELICOIDAL EN UN
MEDIDOR TIPO TURBINA
IPTIPTIPTIPTIPT
IPTIPTIPT
LIMITACION DE APLICACION DEL MEDIDOR TIPO TURBINA
IPTIPTIPTIPTIPT
IPTIPTIPTPRUEBAS DE UN MEDIDOR TIPO TURBINA EN
DIFERENTES PRESIONES Y DESPUES DE 5 AÑOS
IPTIPTIPTIPTIPT
IPTIPTIPTIPTIPT
IPTIPTIPTIPTIPTCOMPRESIBILIDAD
Definición del Diccionario de la Industria del Petróleo:
“Relación del volumen real del gas a una temperatura y presión dadaspor el volumen del gas cuando es calculado por la Ley de los Gases Ideales.”
O sea: Z = PV / n R TDesvio de la Ley de los Gases Ideales o “no-idealidad de un gas.”
Z es afectada por la: - presión- temperatura- composición del gas
IPTIPTIPTIPTIPT
Importante para una medición exacta de flujo de gas
COMPRESIBILIDAD
• No es fácil de entender y calcular
• Exige algún conocimento de química
• Despreciable en las condiciones base
• Puede representar 20% de corrección del volumen e altas presiones
• Varía mucho en función de la composición
• Los hidrocarburos son más compresibles que los gases inertes
Pero, es muchas veces equivocada porque:
IPTIPTIPTIPTIPTModelo teórico de una molécula de Metano (CH4)
H
HH
HC
Gas ideal (He, Freon): colisión elástica entre las moléculas de gas
Gas real: colisión no es perfectamente elástica entre lasmoléculas de gas debido a las fuerzas de Van der Waals(adherencia)
IPTIPTIPTIPTIPTMÉTODOS DE CÁLCULO DEL FACTOR DE
COMPRESIBILIDAD Z
• Sumatoria de los segundos coeficientes viriales GPA 2172-86 yanteriores
• Método alternativo de sumatoria de los términos b1/2
• NX-19 (Método AGA anterior a 1992)
• AGA-8 Gross
• AGA-8 Detail
IPTIPTIPTIPTIPTMÉTODO DEL AGA REPORT No. 8
Publicado en 1992, con la intención de cubrir un rango mas amplio de condiciones, y de ser mas exacto.
Las ecuaciones para cálculo de Fpv son ecuaciones de estado basadasen mezclas complejas y conjuntos de combinaciones binarias de moléculas puras.
Basado en ecuaciones iterativas de cálculo computacional
El cálculo detallado y una combinación de la Segunda Ecuación Virialpara aplicaciones de baja densidad, y funciones exponenciales para lasaplicaciones de densidad mas elevada, como en las líneas de transportede gas natural.
IPTIPTIPTIPTIPT
MATRIZ DE COBERTURA DEL AGA REPORT No. 8
IPTIPTIPTIPTIPT
AGA REPORT No. 8 Detail Method
AGA REPORT No. 8 Gross Method
• Rango de aplicación masamplio
• Permite el cálculo con datosincompletos de la calidad del gas
• Rango de aplicación restringido
• Permite el uso de la gravedad, calor específico o composición demetano, y concentraciones de
CO2 y N2.
• Exige un análisis completo del gas
IPTIPTIPTIPTIPT
Incertidumbre del cálculo de la AGA Report No. 8 Detail Method
IPTIPTIPTIPTIPT
Error de Z o Fpv versus Presión
Fpv
= 1/
Zb
0.90
0.95
1.00
1.05
1.10
1.15
1.20
PSIA 146.4 409.8 673.2 936.6
FPV Gás rico(1239 BTU)
FPV Gás pobre(1034 BTU)
1200
Fpv: antiguo factor de supercompresibilidad
IPTIPTIPTIPTIPT
IPTIPTIPTIPTIPT
ρΔ⋅β−
⋅π⋅= P d Cm 21
14
24
&
hNormas: ISO 5167 e AGA Report #3
P T
Ddβ =
PLACA DE ORIFICIO
v D d
ΔP
IPTIPTIPTIPTIPT
Escoamento
Tomadas de pressão dotipo corner taps
Tomadas de pressão dotipo D e D/2
Tomadas depressão do tipo
flange tapsPressãosobre aparedeinternado tubo
Perda de cargaefetiva
Plano da "venacontracta"
TOMAS DE PRESIÓN
IPTIPTIPTIPTIPT
El AGA Report No. 3, Part 2 suministra las exigencias de la especificación y de la instalación para la medición de fluidosNewtonianos monofásicos y homogéneos utilizando sistemas de medición con placas de orificio concéntrico con tomas de presión de tipo flange taps.
El documento presenta las especificaciones para la construcción e instalación de placas de orificio, tubos de medición y conexionesasociadas.
La utilización de placas con tomas de presión del tipo pipe tapsestá detallada en el AGA Report No. 3, Part 3.
PREFACIO
IPTIPTIPTIPTIPT
El AGA Report No. 3, Part 2, 4th edition, 2000 trae alteracionesen las tolerancias de especificaciones mecánicas en relación a lasediciones anteriores.
En particular, las exigencias en cuanto a los tramos rectos de tubería fueron ampliadas.
Este cambio reduce la incertidumbre atribuible a los efectos de la instalación a una magnitud menor que la de la incertidumbre del banco de datos en el cual se basa la ecuación de Reader-Harris/Gallagher (RG), por lo tanto, no deberia afectar la incertidumbre previamente definida para esta ecuación.
REQUISITOS DE ESPECIFICACION E INSTALACION
IPTIPTIPTIPTIPT
El documento no exige la actualización de instalaciones ya existentes.
La decisión sobre la actualización de las instalaciones existenteses una decisión que corresponde a las partes involucradas.
Entretanto, si las instalaciones de medición no fueran actualizadas, pueden ocurrir errores de medición debido al acondicionamientoinadecuado del flujo en los tramos rectos de tubería aguas arriba.
ACTUALIZACION DE INSTALACIONES YA EXISTENTES
IPTIPTIPTIPTIPT
La norma se basa en relaciones de diámetros (βr) en el rangoentre 0.10 y 0.75
El uso de medidores en los extremos del rango de βr debeevitarse siempre que sea posible
La incertidumbre mínima para el coeficiente de descarga Cd esconseguida con βr entre 0.2 y 0.6 y diámetros de orificios iguales o mayores que 0,45 pulgadas
RELACION DE DIAMETROS βr
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ELEMENTO PRIMARIO
El elemento primario se define como el “conjuntoconstituído por la placa de orifício, la porta-placa con sus tomas de presión diferencial asociadas, el tubo de medición, y el acondicionador de flujo, si es utilizado.”
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IPTIPTIPTMeasurement of Gas by
Multipath Ultrasonic Meters
Transmission Measurement CommitteeReport No. 9
Copyright © 1998 American Gas AssociationAll Rights Reserved
Operating SectionAmerican Gas Association
1515 Wilson BoulevardArlington, Virginia 22209
Catalog No. XQ9801
June 1998
IPTIPTIPTPrincipio de Operación
UnoUno o o masmas pares de pares de transductorestransductoresTránsitoTránsito alternadoalternado de de señalseñal de 100 (& 200) kHzde 100 (& 200) kHzMediciónMedición de la de la diferenciadiferencia en el en el tiempotiempo de de tránsitotránsitoCadaCada par de par de transductorestransductores muestramuestra variasvarias veces/segveces/segDeterminaciónDeterminación de la de la velocidadvelocidad del gasdel gasCalculaCalcula el el volumenvolumen a a partirpartir de la de la velocidadvelocidad mediamedia
Transdutores
DL/2 L/2
ϕv
IPTIPTIPTTransmisión de Señal Ultra-sónica
IPTIPTIPT
ϕ⋅cosv +c L = t j
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛
ϕ⋅ t1 -
t1
cos 2L = v̂
mj
ϕ⋅− cosvcL=tm
Ecuaciones Básicas Importantes
IPTIPTIPT
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
Rr - 1v = v(r)
n1
maxdr v(r)
L1 = v L∫
v(r)dS S1 =V S∫∫
dL v(r) L1
dS v(r) S1
= kL
S
c
∫
∫∫
4dv = Q
2
m⋅π
⋅
v = f k vm adjust c L⋅ ⋅
La La expresiónexpresión masmas importanteimportante !!!!!!
Ecuaciones Básicas Importantes
IPTIPTIPT
Requisitos de un Medidor Ultra-sónico
CuerpoCuerpo del del medidormedidor de de altaalta calidadcalidad
RelojReloj de de altaalta resoluciónresolución
ElectrónicaElectrónica estableestable
SistemaSistema de de procesamientoprocesamiento de de señalesseñales inteligenteinteligente
ResultadosResultados de de pruebaspruebas y y calibracionescalibraciones extensivasextensivas
IPTIPTIPT
Ejemplo de Tiempo de Tránsito
Diámetro nominal del medidor= 12”Longitud típica del rayo = 0,70 mVelocidad del sonido en GN = 387 m/s
Tiempo de tránsito para velocidad cero del gas = Longitud / Velocidad del sonido =
0,70 / 387 = 0,0018 segundos
IPTIPTIPT
Tempo de trânsito a montante: ϕcosv cL =Tm ⋅−
Tm = (0,700) / (387 – 2 · Cos 60°) = 1,8093 · 10-3 Sec.
Diferença = 1,8065 · 10-3 – 1,8093*10-3 = 2,753 · 10-6 s !
Ejemplo de Tiempo de Tránsito
Tiempo de tránsito aguas arriba : ϕcosvcLTj ⋅+
=
(Velocidad del gas a 0,61 m/s )
T j = ( 0,700 ) / (387 + 2 . Cos 60 °) = 1.8065 . 10 -3 Sec.
IPTIPTIPTRayo Reflectivo Único
((MediciónMedición parapara control)control)
IPTIPTIPTDos Rayos Reflectivos((TransferenciaTransferencia de de custodiacustodia))
IPTIPTIPTTres Rayos Reflectivos((TransferenciaTransferencia de de custodiacustodia))
IPTIPTIPTCombinación Matricial de Cinco Rayos
((TransferenciaTransferencia de de custodiacustodia))
IPTIPTIPT
Aplicaciones de Medidores Ultra-sónicos
MedicionesMediciones de de transferenciatransferencia de de custodiacustodia
PlantasPlantas termoeléctricastermoeléctricas
Balance de Balance de gasoductosgasoductos
AlmacenamientoAlmacenamiento subterraneosubterraneo
Control de Control de compresorescompresores
MediciónMedición offshoreoffshore parapara pagopago de de impuestosimpuestos
IPTIPTIPT
Ventajas del Medidor Ultra-sónico
AmplioAmplio rangorango de de operaciónoperación (> 50:1)(> 50:1)
No No causacausa pérdidapérdida de de cargacarga
MediciónMedición de de flujoflujo bibi--direccionaldireccional
ExactitudExactitud elevadaelevada
LinealidadLinealidad
ExentoExento de de partespartes móvilesmóviles, , bajobajo mantenimientomantenimiento
AplicableAplicable a gases a gases sucjossucjos y con y con algunosalgunos líquidoslíquidos
IPTIPTIPT
Limitaciones Operacionales Típicas
TemperaturaTemperatura del gas: del gas: --30°C 30°C ⇒⇒ +80°C+80°C
PresiónPresión del gas: 1 a 690 bar g (15 a 10000 del gas: 1 a 690 bar g (15 a 10000 psipsi g)g)
ContenidoContenido de COde CO22 inferior a 20%inferior a 20%
TemperaturaTemperatura ambienteambiente: : --40°C 40°C ⇒⇒ +60°C+60°C
NivelNivel de Hde H22S S dependedepende del del transductortransductor
VelocidadesVelocidades del gas del gas hastahasta 30 30 m/sm/s
IPTIPTIPT
Requisitos Generales de Instalación
10D 10D aguasaguas arribaarriba recomendadorecomendado
5D 5D aguasaguas abajoabajo recomendadorecomendado
AcondicionadorAcondicionador de de flujoflujo opcionalopcional
EvitarEvitar válvulasválvulas de control con dif >14 bar.de control con dif >14 bar.
CalibraciónCalibración contra contra medidormedidor patrónpatrón opcionalopcional
IPTIPTIPT Requisitos de Desempeño de AGA #9
1,6
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
-0,2
-0,4
-0,6
-0,8
-1,0
-1,2
-1,4
-1,6
q min q t q max
Err
o[%
]
Repetitividade±0,4% (q i < q t )
Repetitividade: ± 0,2% (q i ≥ q t )q t ≤ 0,1q max
Erro max pico a pico: 0,7% (q i ≥ q t )
Leitura de zero < 12 mm/s (para cada feixe acústico)
Limite expandido do erro: +1,4% (q i < q t)
Limite de erro para medidorespequenos (<12”): +1,0%Limite de erro para medidoresgrandes (>12”): +0,7%
Limite de erro para medidoresgrandes (>12”): -0,7%Limite de erro para medidorespequenos (<12”): -1,0%
Limite expandido do erro: -1,4% (q i < q t)
IPTIPTIPTRequisitos de AGA 9 para medidores < 12”
Repetibilidad: ±0,2% ( q t ≤ q i ≤ q max )± 0,4% ( q min ≤ q i ≤ q t )
Resolución: ±0,001 m/s
Intervalo de muestreo: ≤ 1 segundo
Lectura de caudal nula: < 12 mm/s para cada rayo acústico
Error máximo: ±1,0% ( q t ≤ q i ≤ q max )±1,4% ( q min ≤ q i ≤ q t )
(Ver Fig. 1)
Error máximo pico a pico: 0,7 % ( q t ≤ q i ≤ q max ) (Ver Fig. 1)
IPTIPTIPTRequisitos de AGA 9 para medidores ≥ 12”
Repetibilidad: ±0,2% ( q t ≤ q i ≤ q max )± 0,4% ( q min ≤ q i ≤ q t )
Resolución: ±0,001 m/s
Intervalo de muestreo: ≤ 1 segundo
Lectura de caudal nula: < 12 mm/s para cada rayo acústico
Error máximo: ±0,7% ( q t ≤ q i ≤ q max )±1,4% ( q min ≤ q i ≤ q t )
(Ver Fig. 1)
Error máximo pico a pico: 0,7 % ( q t ≤ q i ≤ q max ) (Ver Fig. 1)
IPTIPTIPTCapacidad de los Medidores Según AGA #9
Dimensão Nominal
QMin [ACFH]
Qt [ACFH]
QMax [ACFH]
Fundo de escala [ACFH]
Faixa de operação
3 800 1 500 18 500 24 000 12.3 / 23.2 4 900 2 000 32 000 40 000 16.0 / 35.6 6 1 000 3 000 72 000 90 000 24.0 / 72.0 8 1 200 3 500 125 000 150 000 35.7 / 104.2 10 2 000 4 000 200 000 240 000 50.0 / 100.0 12* 2 500 5 000 250 000 360 000 50.0 / 100.0 12 3 000 5 500 280 000 360 000 50.9 / 93.3 16 5 000 8 000 450 000 562 500 56.3 / 90.0 20 7 000 12 000 700 000 900 000 58.3 / 100.0 24 10 000 17 000 1 000 000 1 200 000 58.9 / 100.0 30 15 000 25 000 1 600 000 2 000 000 64.0 / 106.7 36 20 000 35 000 2 300 000 2 812 500 67.7 / 115.0
IPTIPTIPTCalibración de un medidor de 4”
4 Inch Meter Repeatability
-1.0
-0.8
-0.6
-0.4
-0.2
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Velocity (fps)
Erro
r (Pe
rcen
t)
Velocidade [ ft/s]
Erro
de in
dica
ção
[ % ]
REPETITIVIDADE
IPTIPTIPTCalibración de un medidor de 4”
4 Inch Meter Performance
-1,0
-0,8
-0,6
-0,4
-0,2
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Velocity (fps)
Erro
r (Pe
rcen
t)Er
rode
indi
caçã
o[ %
]
Velocidade [ ft/s]
DESEMPENHO
IPTIPTIPT
-0.7
-0.5
-0.3
-0.1
0.1
0.3
0.5
0.7
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Velocity (Feet per Second)
Perc
ent E
rror
Velocidad [ ft/s]
Erro
de in
dica
ção
[ % ]
Calibración de diversos medidores de 8”
IPTIPTIPTCalibración de varios medidores de 8” a 30”
-0.7
-0.5
-0.3
-0.1
0.1
0.3
0.5
0.7
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110
Velocity (Feet per Second)
Perc
ent E
rror
Velocidad [ ft/s]
Erro
de in
dica
ção
[ % ]