Doc. No.8 COMPUTADORES DE FLUJO Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ TABLA DE CONTENIDO 1 2 INTRODUCCION .........................................................................................................................................3 MEDICIÓN ELECTRÓNICA DE GAS ..........................................................................................................3 2.1 ELEMENTO PRIMARIO ......................................................................................................................3 2.2 ELEMENTO SECUNDARIO ................................................................................................................3 2.3 ELEMENTO TERCIARIO ....................................................................................................................4 3 COMPONENTES DEL COMPUTADOR DE FLUJO ...................................................................................5 3.1 UNIDAD DE CONTROL, PROCESAMIENTO Y ALMACENAMIENTO ..............................................5 3.2 TARJETA PARA ACONDICIONAMIENTO DE SEÑAL ......................................................................6 3.3 INTERFASE DEL SISTEMA CON EL USUARIO ................................................................................7 3.3.1 Display. ............................................................................................................................................7 3.3.2 Unidad de software. .........................................................................................................................7 4 CALCULO DE LA CANTIDAD DE GAS (ALGORITMO) POR MEDIO DEL SISTEMA DE MEDICIÓN DE GAS ELECTRONICA ..........................................................................................................................................7 4.1 NORMAS UTILIZADAS PARA LOS CÁLCULOS DE LAS CANTIDADES TOTALES EN LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN ELECTRÓNICA ...................................................................................................8 4.1.1 AGA 3. Medición de gas natural por placa de orificio ....................................................................8 4.1.2 AGA 7. Medición de gas por medidor tipo turbina...........................................................................8 4.1.3 AGA 8. Compresibilidad del gas ......................................................................................................9 4.2 TIPOS DE ALGORITMOS EN FUNCIÓN DE LA SEÑAL QUE ENTREGA EL ELEMENTO PRIMARIO .................................................................................................................................................... 10 4.2.1 Algoritmos para medidores diferenciales ..................................................................................... 10 4.2.2 Medición en medidores lineales ................................................................................................... 12 4.3 TÉCNICAS PARA PROMEDIACIÓN .............................................................................................. 13 4.3.1 Calculo del promedio lineal dependiente de la existencia de flujo. .............................................. 13 4.3.2 Calculo del promedio lineal ponderado de una variable dependiendo del flujo. .......................... 14 4.3.3 Calculo del promedio “formulaic” ponderado de una variable dependiendo del flujo. ................. 14 4.4 CALCULO DE LA CANTIDAD CADA HORA Y CADA DÍA ............................................................ 14 4.5 COMPRESIBILIDAD, DENSIDAD Y PODER CALORÍFICO ........................................................... 15 4.6 INFORMACIÓN DISPONIBLE IN-SITU ........................................................................................... 15 4.6.1 Instalación medidor diferencial ..................................................................................................... 15 4.6.2 Instalación medidor lineal ............................................................................................................. 16 4.7 REQUERIMIENTOS PARA REPORTE Y AUDITORIA ................................................................... 16 4.7.1 Registro de cantidades transaccionadas ..................................................................................... 17 4.7.2 Registro de cantidades transaccionadas corregidas.................................................................... 17 4.7.3 Reporte de Configuración (Config Log). ....................................................................................... 18 4.7.4 Registro de eventos (Event log) ................................................................................................... 18 4.7.5 Registro de ensayos ..................................................................................................................... 18 5 INSTALACIÓN DE EQUIPOS ................................................................................................................... 18 5.1 INSTALACIÓN DE TRANSDUCTORES .......................................................................................... 18 5.2 INSTALACIÓN COMPUTADOR DE FLUJO Y EQUIPO DE COMUNICACIÓN. ............................. 19 6 VERIFICACIÓN Y CALIBRACIÓN DE EQUIPOS .................................................................................... 20 7 SELECCIÓN DE EQUIPOS ...................................................................................................................... 21 7.1 ELEMENTOS SECUNDARIOS ........................................................................................................ 21 7.2 TRANSMISOR ANÁLOGO ASOCIADO AL COMPUTADOR DE FLUJO........................................ 21 7.3 TRANSMISORES INTELIGENTES .................................................................................................. 21 7.3.1 Transmisores convencionales vs Transmisores inteligentes. ...................................................... 21 7.4 TRANSMISORES MULTIVARIABLES ............................................................................................. 22 7.5 SELECCIÓN DE UN COMPUTADOR DE FLUJO ........................................................................... 23 2 Elementos que constituyen los sistemas de medición 2.2 ELEMENTO SECUNDARIO Son los elementos que se requieren para la medición de variables diferentes al volumen o caudal de gas y que entren en el modelo matemático base de la medición del volumen de gas a facturar.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ 1 INTRODUCCION Un sistema de medición se compone por el elemento primario. El elemento primario define el tipo básico de medidor usado para medición de gas. es necesario efectuar un control metrológico adecuado sobre cada uno de ellos y en conjunto. Este último es el encargado de recibir todas las señales provenientes de los otros. Medidor ultrasónico. 2. Medidor tipo rotativo. en nuestro caso volumen o caudal de gas natural. en los cuales están incluidos tales como: Placa de orificio.1 ELEMENTO PRIMARIO Es el dispositivo o arreglo de dispositivos que permiten reproducir el método de medición. El elemento primario se identifica fácilmente relacionándolo con la tecnología de medición que se esté empleando y las condiciones óptimas que se requieren para la obtención de resultados de medición confiables. A continuación se presenta una descripción más detallada acerca del elemento terciario o computador de flujo. Medidor tipo turbina. 2 MEDICIÓN ELECTRÓNICA DE GAS En un sistema de medición de gas podemos identificar claramente tres componentes. siendo alguno de estos prescindibles dependiendo de la necesidades que se identifiquen y/o el nivel de incertidumbre de medición requerido. en caso que la características de medición requieran la instalación de todos los componentes. etc. Para los gases 3 . Los elementos son: Terciario Secundarios Primario Figura 1. secundario y terciario. La operación integrada de los diferentes elementos permite la obtención de la magnitud por medir. aplicar un algoritmo de cálculo y contabilizar la energía trasferida por el volumen transportado. para lograr una correcta medición. medidores de humedad.3 ELEMENTO TERCIARIO Son los equipos objeto del presente documento. podemos afirmar sin duda que se requiere conocer la temperatura (Ej: RTD). En la Figura 2 se presenta un ejemplo que representa el histórico de caudal en un sistema de medición. 4 . permitiendo la facilidad de seguimiento remoto de la estación de medición. energía) a partir del elemento primario y elementos secundarios. sin embargo. De tal forma que se convierte en una herramienta para verificar en el tiempo si las condiciones de operación del sistema de medición permanecen dentro de los limites admisibles. Llevando el volumen y caudal de gas a condiciones de referencia. destinados al cálculo de la cantidad total de gas (volumen. etc. Esta información es muy útil para la determinación de los intervalos de calibración de los elementos secundarios asociados al computador o corrector de volumen y evaluación del compartimiento a través del tiempo.00 caudal (m3/h) 1 500.00 2000. 2500. y la composición del gas natural (cromatógrafo en línea). 2. Ejemplo de utilización de los históricos que almacenan los computadores de flujo. Es posible encontrar estaciones de medición sin elementos secundarios. medidores de poder calorífico.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ como sustancias compresibles. Corrección de volumen de gas por efectos de compresibilidad del gas (Report AGA 8). medidores de densidad. masa. La tarea primaria del computador de flujo electrónico en aplicaciones tales como transferencia de custodia es medir el caudal y/o volumen de gas de gas con una alta exactitud y confiabilidad. Registro de las diferentes condiciones de operación en tiempo real. Comunicación mediante algún tipo de protocolo con estaciones remotas. las cuales son convertidas y procesadas para obtener el volumen a condiciones de flujo o a un conjunto de condiciones de base preestablecidas. La presión (Ej: Transductor de presión). etc.00 500.00 0. donde se detecta exceso de velocidad en el elemento primario. tales como transductores de presión diferencial. Ejecución de funciones de alarma y control. Pero adicionalmente es utilizado para: Almacenar históricos de las condiciones de flujo. también es posible contar con el elemento adicionales. como es el caso de la medición residencial. Registro de verificaciones o calibraciones realizadas anteriormente a los elementos secundarios.00 1 000.00 31 / 08/ 2006 05/ 09/ 2006 1 0/ 09/ 2006 1 5/ 09/ 2006 fecha (dia/mes/año) Caudal del medidor caudal maximo permisible Figura 2. donde el gas natural a baja presión se mide utilizando tan solo un medidor de diafragma. Estos reciben señales análogas o digitales. volumen y caudal. etc). Consta tanto del hardware (Tarjeta) como del firmware (programación del microprocesador). PROCESAMIENTO Y ALMACENAMIENTO Esta unidad es la CPU del computador de flujo. puesto que tiene la función de coordinar todo el sistema para que sea un dispositivo autónomo en campo (Ver Figura 4). un sistema de medición electrónica de gas se compone de: 3.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ Figura 3. ISO. Diagrama de bloque de un sistema de medición de gas electrónico (EGM).1 UNIDAD DE CONTROL. De tal forma que procesa todas la variables de medición y efectúa los cálculos necesarios para la corrección del volumen y caudal de gas siguiendo los estándares de medición (AGA. Gama de computadores de flujo 3 COMPONENTES DEL COMPUTADOR DE FLUJO De forma genérica. 5 . Medidor ultrasónico Medidor turbina Orificio pulsos Contador Procesador Central Presión diferencial Presión estática Análoga Algoritmo Análoga Análoga Temperatura Densidad Composición Análoga Análoga Análoga Interfase del sistema Interfase de la señal Procesamiento de datos Figura 4. 2 TARJETA PARA ACONDICIONAMIENTO DE SEÑAL Previo a la obtención de la señal de los elementos secundarios que serán procesados en la unidad de control. Determinación del caudal y volumen a partir del conteo de pulsos. A continuación se presenta un ejemplo de diagrama de bloque de una tarjeta acondicionadora de señal. de alimentación Figura 5. Esta unidad trabaja en conjunto al elemento primario. 6 . que en algunos casos aísla la señal proveniente. de presión ADC Pulsos de turbina Aislamiento Alimentación Acond. Esquema de un ejemplo de acondicionamiento de señal. En este caso el medidor entregará al computador de flujo pulsos que corresponden a un determinado volumen o caudal del medidor primario.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ 3. La señal del medidor hacia el computador de flujo pude ser: Señal de pulsos. temp Presión estática Acond. el cual envía una señal proporcional al caudal no corregido a la tarjeta de acondicionamiento del computador de flujo. Volumen Pulsos Caudal Figura 6. Que el computador determine la frecuencia y obtenga el volumen y caudal a partir de esta. debe realizarse el acondicionamiento de señal mediante una tarjeta para ser posteriormente enviadas a la unidad de procesamiento y control. Puede presentarse dos casos: Que el computador de flujo almacene los pulsos y los convierta a volumen y calcule la frecuencia para obtener caudal. Señal digitalizada a la unidad de control Temperatura Acond. 4-20 mA. 3. Los computadores de flujo poseen una pantalla donde es posible visualizar el volumen y caudal.2 Unidad de software.3 INTERFASE DEL SISTEMA CON EL USUARIO Existen varias formas de interfase con el usuario entre las que se encuentran: 3. Volumen Q(analoga) ej:4-20mA Caudal Figura 9. Determinación del caudal y volumen a partir de medición del diferencial de presión.3. Volumen ΔP(analoga) ej:4-20mA Caudal Figura 8. para asegurar un cálculo de la cantidad de gas y sistemas de medición de gas electrónica se debe tener en cuenta: desempeño adecuado de los El tipo de señal que entrega el elemento primario ya sea pulsos. u otra señal. y adicionalmente los diferentes parámetros configurados y registrados por el computador.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ Volumen frecuencia Caudal Figura 7. Generalmente esta señal es manejada a través de una diferencia de corriente de 4-20 mA. corregido y no corregido. Determinación del caudal y volumen a partir de medición de frecuencia. Los computadores de flujo poseen un software de aplicación para servir de interfase con el usuario con la posibilidad de descargar la información contenida en el computador de flujo a un PC para manipular dichos datos e imprimir reportes. En este caso el medidor entregará al computador de flujo una señal eléctrica proporcional al caudal en el elemento primario.1 Display. . 3. Determinación del caudal y volumen a partir de medición caudal por medio de una señal análoga de 4-20 mA.3. 4 CALCULO DE LA CANTIDAD DE GAS (ALGORITMO) POR MEDIO DEL SISTEMA DE MEDICIÓN DE GAS ELECTRONICA Con respecto al algoritmo. Señal de caudal. Algunos software poseen una base de datos donde se puede almacenar información e históricos de las diversas estaciones donde se encuentran ubicado los computadores de flujo. 7 . En este caso el medidor entregará al computador de flujo una señal eléctrica proporcional a una caída de presión diferencial en el elemento primario. Señal diferencial. Generalmente esta señal es manejada a través de una diferencia de corriente de 4-20 mA. energía). Donde define la ecuación para el cálculo de volumen a condiciones base.1.1.2 AGA 7.1 NORMAS UTILIZADAS PARA LOS CÁLCULOS DE LAS CANTIDADES TOTALES EN LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN ELECTRÓNICA AGA 3. Aplicación de computadores de flujo para medidores diferenciales (placas de orificio) 4. Medición de gas natural por placa de orificio 4. 4. caudal volumétrico. Los cálculos realizados para la obtención de la cantidad total (masa. Medición de gas por medidor tipo turbina. 8 . por parte del algoritmo del computador de flujo corresponda a resultados equivalentes obtenidos si se utiliza ecuaciones de cálculo dados por estándares reconocidos. volumen. Las técnicas para la realización del promedio de los parámetros que intervienen en el cálculo.1 Donde define la ecuación para el cálculo de caudal a condiciones estándar El cálculo del factor de compresibilidad es referido a la norma AGA 8 Sensor multi-variable H L Tomada de alta Presión Tomada caida Presión Placa de Orifício Termoresistência PT100 fullinst Figura 10. volumen o energía) en función de la variaciones de caudal del flujo de gas que atraviesa la estación de medición.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ La frecuencia con la que se debe realizar el muestreo y el cálculo de la cantidad (masa. etc. el reporte AGA 8 detalla respectivo algoritmo de cálculo. Ejemplo de aplicación de computadores de flujo en sistemas de medición tipo turbina El cálculo del factor de compresibilidad del fluido y base es referido a la norma AGA 8.3 AGA 8.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ Esta ecuación es también utilizada para el cálculo de volumen base en medidores: Ultrasónicos Turbinas Rotativos Cono Vortex.1. 4. los cuales de describen brevemente a continuación: Método de caracterización detallada tres métodos con su Requiere la composición de gas natural en %molar para ser ingresado y obtener el valor de factor de compresibilidad de gas. Compresibilidad del gas Para el cálculo del factor de compresibilidad del gas. Figura 11. 9 . 4. IMVimp: Valor del multiplicador de la integral por el período integral multiplicador. Cada factor definido puede ser computado con variables de entrada independientes en un intervalo de tiempo. y las ecuaciones dependen del elemento primario. utilizado para el cálculo del poder calorífico. El cálculo de la cantidad total es expresado de la siguiente forma: Ct qt * dt t0 t Ct= unidad de cantidad acumulada entre el tiempo to y t qt= es la rata de flujo de la cantidad (masa. cálculo de flujo compensado utilizando ultrasónico API 21. AGA 9. Para el mismo intervalo de tiempo la cantidad total puede ser obtenida mediante: Cimp = IMVimp*IVimp Donde. una cantidad total está determinada por la integración de la ecuación del caudal volumétrico en el intervalo de tiempo definido. el documento “Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 21 – Flow measurement Using electronic metering systems” Section 1. Imp: unidad definida por el período multiplicador integral. Cimp: cantidad acumulada durante el periodo multiplicador integral. energía o volumen. 4.energía) a calcular. volumen . masa o energía se enuncian a continuación: AGA 5.” Provee una guía que específica los componentes del algoritmo que son consistentes en aplicaciones para medición de gas electrónica. timp IVimp iv * dt 10 t0 . Poder calorífico superior por unidad de volumen La concentración de CO2 Método de caracterización gruesa 2 Requiere: Gravedad especifica.2. verificación y seguridad de los datos.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ Método de caracterización gruesa 1 Requiere: Gravedad especifica. La concentración de N2 La concentración de CO2 Otras normas utilizadas para el cálculo de la cantidad total de volumen. calibración. dt = diferencia de tiempo entre las muestras en integración.1 Auditoria.1 Algoritmos para medidores diferenciales En aplicaciones de medición diferencial.2 TIPOS DE ALGORITMOS EN FUNCIÓN DE LA SEÑAL QUE ENTREGA EL ELEMENTO PRIMARIO La cantidad requerida puede ser expresada en masa. Para estas operaciones se admite que el cálculo de la cantidad pueda ser realizado mediante la utilización del valor del multiplicador integral (IMVimp) y el valor integral (IVimp). reportes. Representación gráfica de la integración requerida para obtener la cantidad acumulada a. cada un segundo. la porción considerada de la ecuación es la raíz del producto de la caída de presión y la presión estática absoluta: t0 t P * Pf dt Por cuestiones de practicidad. este valor integral puede ser calculado mediante la sumatoria de los resultados obtenido de la porción de ecuación. timp IVimp iv * dt t0 Cuando una placa de orificio es utilizada para el cálculo de caudal volumétrico. Cálculo del valor integral. Gráficamente corresponde a: dt Definido por el método de RANS qt= P * Pf dt Para placa de orificio Figura 12. Es decir que: i 0 t Pi * Pf i 11 .Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ Donde. API 21. iv : ecuación de la rata del valor integral.1 define el valor integral como el valor resultante de la integración de la porción considerada de la ecuación de caudal que mejor define las condiciones de cambio continúo del flujo en el periodo de tiempo especificado. Para el cálculo de la cantidad de volumen. Un valor de bajo caudal debe ser definido para un medidor diferencial en acuerdo con las partes que intervienen en la compra-venta.2. puede referirse al anexo A del API 21. Para AGA las unidades son pulgada de agua o kPa.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ b. basados en las condiciones extremas reales de operación del sistema de medición. Los valores de entrada dinámicos requeridos en el cálculo del multiplicador del valor integral son los promedios obtenidos durante el período de tiempo del cálculo. Para un común intervalo de tiempo la cantidad total está definida como: Cbmp (CVAbmp ) * (VBM bmp ) donde el subíndice bmp corresponde a la unidad de tiempo definida para el periodo del multiplicador base. Frecuencia de muestreo. energía o masa a condiciones base. tenemos que el multiplicador del valor integral corresponde a: IMV 7709. la cantidad total es determinada por la suma de las cantidades definidas en un intervalo tiempo. Exactitud y span de los sensores Variabilidad esperada del flujo Este valor es seteado por el usuario.61C d * ( FT ) EvYl d 2 Zs Gr Z f 1T f c. el elemento primario provee mediciones en unidades de volumen actual a condiciones de flujo. Cada uno de estos valores es definido para ser calculado a intervalos de entrada de variables independientes. Detección de bajos caudales. El valor multiplicador integral es el valor resultante del cálculo de todos los otros factores de la ecuación de cálculo volumétrico que no se incluyeron en el valor integral. Para saber con detalle el método RANS.2 Medición en medidores lineales En aplicaciones de medición lineal. d. Esta metodología permite determinar la incertidumbre que se presenta al tomar una determinada frecuencia. Siguiendo el ejemplo para la placa de orifico anteriormente mencionada. Con que frecuencia se debe realizar el muestreo?. Es obvio que a medida que la frecuencia es menor. Los factores que influyen en la selección del punto de caudal bajo (“low -flow cutoff”) para una aplicación incluye: Condiciones anticipadas de flujo mínimo para la aplicación. 12 . la incertidumbre aumenta. 4.1. Para la determinación de la frecuencia de muestreo se utiliza la metodología RANS. Valor multiplicador integral. usando las técnicas de promediación que se describirán más adelante. API define el siguiente algoritmo: Las operaciones deben ser de tal forma que en el cálculo de la cantidad total sea considerado una cantidad volumétrica actual (CVA) y un valor base multiplicador (VBM). En aplicaciones de mediciones lineales. 1 Calculo del promedio lineal dependiente de la existencia de flujo. Este método realiza el promedio de las variables sin tener en cuenta los valores donde se presentó la condición de flujo cero. Con que frecuencia se debe realizar el muestreo?. energía) requerida o para proveer valores requeridos en los reportes históricos y auditorias. las variables de entrada muestreadas serán descartadas de los promedios. Durante las condiciones de flujo cero. la incertidumbre aumenta.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ Para obtener el valor del CVA se divide los pulsos acumulados durante el período multiplicador base por el K-factor (constante del medidor) dado en pulso por unidad de volumen. Es obvio que a medida que la frecuencia es menor.3. masa. Un ejemplo son los sistemas de medición con medidores tipo turbina donde el volumen base se obtiene: Vb V f ( y CVA= Vf Pf Pb Pf Pb )( Tb Z b )( ) Tf Z f VBM ( )( Tb Z b )( ) Tf Z f a. Pero si se presenta flujo cero Fi=0. La condición de flujo cero es definida como la ausencia de pulsos para cualquier período multiplicador base. Cuando se define el período multiplicador base. se debe tener en cuenta la frecuencia con que el medidor entrega los pulsos de tal forma que se pueda evitar condiciones de no flujo originados por ausencia de pulsos debido a que el tiempo entre pulsos es mayor al período multiplicador base. Los factores dinámicos son obtenidos mediante técnicas de premediación en el período multiplicador base. puede referirse a Al anexo A del API 21. 4. Frecuencia de muestreo. El VBM es el resultante del cálculo de todos los otros factores que afectan el cálculo de la cantidad y no son incluidos en el CVA. pf 1 tf p *t * F i 1 i i k i 13 . Para la determinación de la frecuencia de muestreo se utiliza la metodología RANS. Para saber con detalle la aplicación del método RANS. de tal forma que si hay flujo el valor de Fi = 1. Estas técnicas son las siguientes: Nota: con el objeto de brinda mayor claridad de las técnicas se colocará un ejemplo en el que pueda ser aplicada cada una de las técnicas de promedio mencionadas. b.1. Esta metodología permite determinar la incertidumbre que se presenta al tomar una determinada frecuencia. 4.3 TÉCNICAS PARA PROMEDIACIÓN Existen cuatro técnicas para realización de promedios que pueden ser aplicadas durante el muestreo de una variable de flujo o variables de entradas utilizadas para calcular la cantidad (volumen. Detección de flujo cero. Cperíodo.4 CALCULO DE LA CANTIDAD CADA HORA Y CADA DÍA Para dar cumplimiento a los requerimientos API. es la suma de las cantidades obtenidas durante cada periodo multiplicador integral. pf py f 1/ y donde p y f 1 tz p i 1 k y i * ti * Wi Con el objeto de obtener más información acerca de las técnicas de cálculo de promedios referirse al API 21. de tal forma que si es un sistema con placa de orificio Y = 0. Para la cantidad acumulada durante un día. 1 Denominación dada en API 21. el número de muestra mínimas es 1 muestra por cada hora.1 para designar el método de promediaciòn que considera el grado de la ecuación de calculo de la cantidad medida 14 . En este caso se realiza la premediación en función de la variación del rata de la cantidad. 4. pf 1 k pi * ti *Wi t z i 1 para turbina Donde Wi: pulsos/K-factor Pi * Pf i Para placa de orificio 4. el número de muestra mínimas es 24 horas. Es similar al método anterior pero adicionalmente tiene en cuenta el grado que posee la ecuación de flujo. con respecto a los reportes históricos y de auditoria.5 ( Pi * Pf i ) en caso que sea turbina Y= 1.3 Calculo del promedio “formulaic” ponderado de una variable dependiendo del flujo. anterior pero adicionalmente tiene en cuenta el grado que posee la ecuación de flujo. Las siguientes ecuaciones son las que aplican: C periodo Cimp i 0 t o C periodo Cbmp i 0 t Para la cantidad acumulada durante una hora.3. de tal forma que si es un sistema con placa de orificio Y = 0. la cantidades acumuladas para un período dado. Cbmp.3.1. Apéndice B. Cimp o la suma de las cantidades obtenidas durante cada periodo multiplicador base. p f p fy 4.2 1/ y donde p fy 1 tf p i 1 k y i * ti * Fi Calculo del promedio lineal ponderado de una variable dependiendo del flujo.5 ( 1 Pi * Pf i ) en caso que sea turbina Y= 1.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ Calculo del promedio “formulaic” ponderado de una variable dependiendo del tiempo. Similar al anterior. estos pueden ser determinados utilizando las ecuaciones de cálculo de estándares. energía y volumen. 15 . diámetro interno de referencia del tubo. rata de la cantidad. calorímetro etc. temperatura. 4. densidad. Valores de entrada de densidad relativa.1 Instalación medidor diferencial Para sistemas de medición de presión diferencial donde los cálculos de transferencia de custodia son ejecutados in situ. y temperatura. DENSIDAD Y PODER CALORÍFICO La compresibilidad. como las siguientes: Diámetro del orificio de referencia. Valores de variables de entrada que afectan la medición.6. presión diferencial. densitómetro. También densidad relativa. Fechas y horas para todos los valores promedios y totales. densidad o el poder calorífico. condiciones de error.1 describe las especificaciones mínimas que deben suministrar los computadores de flujo en el lugar donde se encuentran instalados. composición. entrada dinámica dada por un muestreo (se asocia cromatógrafo. pueden ser introducidos en el calculo como un valor constante. Valores viejos y nuevos de cambios de cualquier variable de entrada que afecta la cantidad calculada. la densidad y el poder calorífico pueden ser requeridos como variables en el cálculo de las cantidades: masa. Un resumen de estos requisitos es dado a continuación con el objeto de brindar información que permita la correcta selección de un computador de flujo para obtener una adecuada medición en el tiempo. presión diferencial y temperatura. También densidad relativa. compresibilidad y poder calorífico. contenido de energía. presión diferencial. reconocidos y apropiados.6 INFORMACIÓN DISPONIBLE IN-SITU La referencia API 21. composición del gas en caso existan y sean requeridos. Cuando se requiere la compresibilidad.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ 4.) o como una combinación de valores constantes y entradas dinámicas dada por un muestreo. cantidad acumulada. Cantidad total acumulada durante cada periodo de medición especificada contractualmente (periodo definido en acuerdo entre las partes). incluyendo la descripción de cada condición de alarma. Un resumen de indicación diaria de las horas o porcentaje en el que se presentó la condición de flujo cero. densidad. Un resumen completo de todas las alarmas o condiciones de error que afectan la medición. Registro en copia dura o electrónica que incluya como mínimo lo siguiente: Valores de calibración de equipos (“AS LEFT” y “AS FOUND”) para medición de presión. Lecturas instantáneas de los valores de presión. presión estática. u otros términos requeridos para el adecuado calculo. poder calorífico. Al menos la cantidad total cada hora. de los valores de temperatura. contenido de energía y composición si estos son requeridos. alarmas por condiciones extremas de trabajo. Fecha y hora de todos los eventos (cambios realizados en las variables de entrada) en el registro. identificados cronológicamente. 4. debe estar disponible la siguiente información o debe ser adquirida in situ con un dispositivo portátil de recolección de datos: Registros recolectados o utilizados incluyendo la última recolección de registros: Al menos el promedio cada hora. presión diferencial. Calibración de span de presión estática.5 COMPRESIBILIDAD. Los valores de densidad. poder calorífico. poder calorífico. composición. composición. contenido de energía. Valores de variables de entrada que afectan la medición. debe estar disponible la siguiente información o debe ser adquirida in situ con un dispositivo portátil de recolección de datos: Registros recolectados o utilizados incluyendo la última recolección de registros: Al menos el promedio cada hora de los valores de temperatura. segmentada en intervalos. segmentada en intervalos. presión diferencial. Valores viejos y nuevos de cambios de cualquier variable de entrada que afecte la cantidad calculada. temperatura. poder calorífico.2 Instalación medidor lineal Para sistemas de medición lineal donde los cálculos de transferencia de custodia son ejecutados in situ. la cantidad total diaria de transferencia de custodia y promedios de presión estática. Un resumen completo de todas las alarmas o condiciones de error que afecten la medición. el sistema EGM (medición de gas electrónica) debe ser capaz de establecer la rastreabilidad (audit. densidad. También densidad relativa.1. densidad en caso que sean requeridas. y temperatura. por la compilación y retención de informaciones 16 . y temperatura. También densidad relativa. composición. También densidad relativa. Fechas y horas para todos los valores promedios y totales. que tenga por lo menos. Esta declaración debe estar almacenada en la unidad de memoria o disponible in situ. u otros términos requeridos para el adecuado calculo.6. Cantidad total acumulada durante cada periodo de medición especificada contractualmente (periodo definido en acuerdo entre las partes).Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ Una declaración de la cantidad. composición del gas en caso que existan y sean requeridos. Un único número de identificación del sistema de medición disponible in-situ. densidad. que tenga por lo menos. 4. Una declaración de la cantidad. Un único número de identificación del sistema de medición disponible in-situ. identificados cronológicamente. presión estática. Fecha y hora de todos los eventos (cambios realizados en los variables de entrada) en el registro.7 REQUERIMIENTOS PARA REPORTE Y AUDITORIA De acuerdo con la norma API 21. presión diferencial. contenido de energía y composición si estos son requeridos. y temperatura Valores de entrada de densidad relativa. densidad en caso sean requeridas. Al menos la cantidad total corregida y no corregida cada hora. alarmas por condiciones extremas de trabajo. Un resumen de indicación diaria de las horas o porcentaje en el que se presentó la condición de flujo cero. la cantidad total diaria de transferencia de custodia y promedios de presión estática. cantidad acumulada. presión diferencial. incluyendo la descripción de cada condición de alarma. Trail) del sistema. condiciones de error. Registro en copia dura o electrónica que incluya como mínimo lo siguiente: Valores de calibración de equipos (“AS LEFT” y “AS FOUND”) para medición de presión. rata de la cantidad. temperatura y meter factor y/o k-factor. Lecturas instantáneas de los valores de presión. Así como densidad relativa. Esta declaración debe estar almacenada en la unidad de memoria o disponible in situ. 4. presión diferencial. como las siguientes: K factor y/o meter factor Calibración de span de presión estática. Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ suficientes. Los períodos mínimos de retención de datos para asegurar y verificar la integridad de los registros de rastreabilidad (audit. • Registro de Ensayos. trail). tiempo de flujo. 4. masa o energía. o que la constante posee un error en el tiempo. temperatura de flujo. condiciones de operaciones adversas equipo de medición. presión estática y densidad relativa. cantidad. El “audit trail “ y los reportes definen : Los requerimientos mínimos de un registro de cantidad de transacción y registros de una cantidad de transacción corregida. Documentación asociada con la operación de un EGM. El registro de la cantidad de transacción será identificada por un único identificador alfanumérico denotando un dispositivo de medición electrónico y elemento primario especifico. es requerido para reflejar los cambios con respecto a los valores originales de las constantes y variables dinámicas que son utilizadas en el registro de cantidades transaccionadas finales. 4. Debe existir el registro de las cantidades transaccionadas cada día y cada hora. Para el caso de los medidores tipo lineal el registro debe poseer: Fecha del período. La razón primaria por el cual se retienen los datos históricos es para proveer soporte a las cantidades reportadas en la medición y declaración de cantidad para un ciclo de conteo dado. Cuando se habla de corregidos.7.1 Registro de cantidades transaccionadas El registro de cantidades transaccionadas es el grupo de datos históricos e información que soporta la cantidad contada o cantidades de volumen. el desempeño de la operación del sistema y garantizar la inviolabilidad de los datos. horas. cantidad no corregida. Para el caso de los medidores tipo diferencial el registro debe poseer: Fecha del período. 17 . se refiere a: Constantes de algunos parámetros de flujo que fueron corregidas por una anterior configuración incorrecta. presión diferencial. Parámetros de flujo dinámicos corregidos como resultado de una calibración. presión estática y densidad relativa. • Registro de Eventos (Event Log). Debe existir el registro de las cantidades transaccionadas cada día y cada hora. Esta rastreabilidad (audit Trail) incluye los siguientes tipos de reportes: • Registro de Cantidades Transaccionadas (QTR). para verificar cantidades de transferencia de Custodia. • Registro de Alarmas de proceso (Alarm Logs).7. horas. El registro de cantidades transaccionadas corregidas. fallo. temperatura de flujo. cantidad.2 Registro de cantidades transaccionadas corregidas provee las constantes y parámetros variables El registro de cantidades transaccionadas corregidas originales y los corregidos. tiempo de flujo. Este reporte contendrá e identificará todo los parámetros constantes de flujo usados en la generación de un registro de cantidad transaccionada.7. Este reporte debe tener como mínimo la siguiente información dada en las tablas: Tabla 1. los cambios o modificaciones de los parámetros dados en la Tabla 1.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ El resultado de la comparación entre los resultados originales y corregidos permite tomar decisiones con respecto a la corrección de los parámetros originales y el cálculo del registro de cantidad revisado. Lista de los parámetros mínimos que debe poseer el reporte de configuración Medidor tipo diferencial Identificación del medidor Fecha y hora Presión atmosférica Presión base Temperatura base Diámetro interno del tubo de referencia del medidor Diámetro de referencia del orificio de la placa Localización de la toma de la presión estática Configuración de la toma de presión Material de la placa de orificio Material del tubo del medidor Rango de presión estática calibrado Rango de presión diferencial calibrado Rango de temperatura calibrada Diferencial bajo "Cut off" Densidad relativa* Compresibilidad Componentes del gas* Medidor lineal Identificación del medidor Fecha y hora Presión atmosférica Presión base Temperatura base Meter Factor k Factor Rango de presión estática calibrado Rango de presión diferencial calibrado Rango de temperatura calibrada Diferencial bajo "Cut off" Densidad relativa* Compresibilidad* Componentes del gas* 4.1 INSTALACIÓN DE TRANSDUCTORES Los transductores deben ser instalados en concordancia con las recomendaciones del fabricante y revisión actual del Código Nacional Eléctrico. 5 INSTALACIÓN DE EQUIPOS 5.4 Registro de eventos (Event log) El registro de eventos es utilizado para anotar y registrar excepciones y cambios en los parámetros de flujo contenidos en el reporte de configuración que ocurren y generan impacto en el registro de la cantidad transaccionada. Estos registros contienen generalmente las calibraciones y verificaciones realizadas a los equipos de medición. 4.3 Reporte de Configuración (Config Log).7. Adicionalmente este registro clarifica y justifica el ajuste de cantidades finales. Los transductores utilizados en los sistemas de medición en ambiente deben ser protegidos. 4.5 Registro de ensayos Consiste en el registro o documentación de pruebas realizadas a los equipos de medición que puedan afectar el cálculo de la cantidad medida.7. la transferencia de custodia expuestos al 18 . Los eventos incluyen. El equipo debe poseer protección contra interferencias de radio frecuencia. Instalación adecuada del transductor de presión estática en un sistema de medición por presión diferencial 5. debe ser instalado y mantenido en concordancia con las recomendaciones del fabricante y el Código Eléctrico Nacional. No se acepta que la toma de presión estática se separe de las del diferencial. El dispositivo EGM y el equipo de comunicación asociada. of gas utility Areas for Electrical Installations. se recomienda la instalación de este sistema con base en los lineamientos dados en el documento de AGA “Classification. De tal forma que no pueda influir en el funcionamiento adecuado del computador de flujo.2 INSTALACIÓN COMPUTADOR DE FLUJO Y EQUIPO DE COMUNICACIÓN. El diseño del aterrizaje se debe realizar en acuerdo con las recomendaciones del fabricante y el Código Eléctrico Nacional. La instalación del computador de flujo debe prever la ubicación de un aterrizaje con el objeto de desviar picos de alta energía eléctrica y altos voltajes por efectos de interferencia electromagnética. Las mejores condiciones son obtenidas cuando proporcionan una conexión directa al punto de igualación de potencial y este a la varilla de aterrizaje por un cable lo más corto y grueso posible. y clasificación de áreas peligrosas). En caso de no estar aprobado para instalación en áreas peligrosas. La tierra debe poseer la más baja resistencia posible.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ Para sistemas de presión diferencial se permite conectar el transductor de presión estática en cualquiera de las conexiones del diferencial (puede ser la toma aguas arriba o aguas abajo). Presión diferencial Presión estática Presión diferencial Presión estática fullinst Figura 13. Adicionalmente: Los materiales de la instalación deben ser compatibles con los riesgos que se presenten en la aplicación (Temperatura de operación. 19 . Presencia de ambientes corrosivos. Transmisor de presión diferencial Transmisor de temperatura Generador y contador de pulsos Cromatógrafo en línea Densitómetro 20 . (de acuerdo a los requerimientos reportados por el API 21.0% dentro de las condiciones normales de operación de presión y temperatura. Por tanto es recomendable la eliminación de todas estas condiciones anómalas. Los dispositivos asociados al computador de flujo que requieren ser calibrados y verificados son: Transmisor de presión estática. etc.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ Ubicación del aterrizaje Figura 14. el valor de incertidumbre puede aumentar. Esquema de un ejemplo de aterrizaje del computador de flujo 6 VERIFICACIÓN Y CALIBRACIÓN DE EQUIPOS El sistema de medición electrónica (incluye computador de flujo y transductores) debe ser capaz de brindar una incertidumbre asociada a la cantidad total objeto de la medición. Si varias condiciones de operación se presentan tales como pulsaciones de flujo. no mayor de ±1. flujo multifase.1) Es válido aclarar que este criterio no incluye la incertidumbre asociada al dispositivo primario. 1 Numeral 1.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ Adicionalmente estos dispositivos requieren de verificación. Un transmisor inteligente incorpora un microprocesador y memoria que permite retener coeficientes de corrección.1 recomienda utilizar patrones que posean una incertidumbre por lo menos dos veces mejor que la característica del transmisor. Los transmisores inteligentes poseen una mayor exactitud que los transmisores convencionales. Esto permite que los transmisores inteligentes puedan ser reemplazables o removidos de un computador de flujo a otro sin pérdidas de características de fábrica. 7. la cual se realiza en campo con equipos para calibración con trazabilidad demostrada. características de fabricante. 7. en algunas ocasiones hasta tres veces mayor. Entre la gama de sensores se encuentra una diferencia bien considerable que se presentan a continuación: 7. Existen varios tipos de transmisores que están disponibles en el mercado para aplicaciones EGM.2% (k=2).3. Como ya se había comentado. debido a que sus factores de caracterización están intrínsecos en el transmisor. De tal forma que el tratamiento de señal influye en la exactitud de la medición. Para ver detalles de requerimientos acerca de la verificación de los dispositivos referirse a API 21. Esto es debido a que en el transmisor inteligente solo realiza una conversión (análoga/digital) y entra directamente al procesador del computador de flujo.digital/análoga) y entra al computador para efectuar otra conversión (análoga /digital).3 TRANSMISORES INTELIGENTES En los transmisores inteligentes.1 ELEMENTOS SECUNDARIOS Escoger el transductor correcto para su aplicación puede significativamente reducir los costos a largo plazo de su sistema proveyendo mayor exactitud y reduciendo costos de mantenimiento. Este transmisor análogo convierte la señal análoga del proceso variable a un valor digital mediante un dispositivo conversor análogo/digital. el patrón para calibración o verificación debe ser de ± 0. El valor final de proceso permanece en su forma digital y es leído directamente por el procesador del computador de flujo quien realiza el procesamiento de cálculos. El transmisor a esas condiciones se convierte nuevamente a un valor análogo (típicamente 4 a 20 mA) por medio de su conversos digital a análogo (D/A). la unidad completa debe ser nuevamente caracterización. 21 . factores de linealización.1% (k=2). información del módulo. los transmisores convencionales poseen su caracterización residiendo dentro del computador de flujo.8. 7 SELECCIÓN DE EQUIPOS 7. de tal forma que si ocurre un daño al sensor. API 21. En cuanto a los equipos para la calibración/verificación. La venta del computador de flujo se realiza con frecuencia junto al transmisor de forma que los factores de corrección y linealización del transmisor están dentro del procesador del computador de flujo. En los transmisores inteligentes este inconveniente no se presenta porque estos sensores son reemplazables.1 Transmisores convencionales vs Transmisores inteligentes. Esta señal análoga es entonces convertida por el computador de flujo de análoga a digital con un convertidor análogo/digital. la variable de proceso es convertida a un formato digital por el conversor del transmisor análogo/digital. Mientras que el transmisor convencional realiza dos conversiones (análoga/digital . De tal forma que si el transmisor posee una incertidumbre de ± 0.2 TRANSMISOR ANÁLOGO ASOCIADO AL COMPUTADOR DE FLUJO. Un simple transmisor multivariable puede reemplazar tres transmisores convencionales a un valor casi de mitad de precio.2% fuera del límite después de seis meses de la última verificación. Figura 16.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ Los transmisores inteligentes pueden poseer mayores características de estabilidad. en algunos casos hasta cuatro veces en comparación con los transmisores análogos convencionales. equipos y personal.1% después de 12 meses. La mayor ventaja de un transmisor multivariable es su costo. Como ejemplo: un transmisor análogo con una estabilidad de 0. presión diferencial y poseer asociado un termómetro para medición de temperatura de fluido. Adicionalmente el uso de un transmisor inteligente permite obtener ahorros por costos asociados a los intervalos de calibración debido a que los intervalos aumenten y por tanto la intervención de patrones. Estos transmisores pueden medir presión estáticas. Modelo de transmisor multivariable. 7. ya que depende de la características metrológicas de la aplicación. En transferencia de custodia lo más lógico es obtener transmisores multivariables inteligentes por las altas exactitudes que exige la aplicación. No todos los sensores multivariables poseen sensores inteligentes.4 TRANSMISORES MULTIVARIABLES Actualmente es muy común encontrarlos en computadores de flujo. Figura 15. mientras que el transmisor inteligente posee una estabilidad de 0. Ejemplo de un transmisor multivariable. 22 . disminuye. también conocido como “arranque en frió”.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ 7. Las muestras de gas se realizaban trimestralmente y la información del análisis de gas era remitida al departamento que se encargaba del cálculo de volumen. la responsabilidad de entrar y mantener la información usada para el cálculo de la cantidad de gas registrada y mantener la información del “audit trail” se ha transferido de las oficinas a campo. A la escogencia de un computador de flujo se debe tener en cuenta la visión que posee la compañía en cuanto estos tipos de control y monitoreo.5 SELECCIÓN DE UN COMPUTADOR DE FLUJO Antes de la llegada de los computadores de flujo. El proceso de integración era lento y en algunos casos se presentaba la posibilidad de medir gas cuando no había disponibilidad de las cartas. Teniendo en cuenta las responsabilidades que posee un computador de flujo y las características típicas que se encuentran en el mercado. Configuración de seguridad La habilidad para mantener la configuración en la EEPROM (MEMORIA DEL COMPUTADOR DE FLUJO) debe ser provista para proteger el EGM contra perdida de configuraciones en el evento de una inicialización de memoria.1 define cuatro tipos de técnicas de promediación explicadas anteriormente. Técnicas de promediación: API 21. Debido a los cambios de requerimiento de los históricos de compañía a compañía. control de purgas. Si solo posee una técnica de promediación. Los computadores de flujo proveen múltiples puertos de comunicación para ambos: software y hardware de tal forma que permite gran flexibilidad y conexiones a varios tipos de dispositivos de comunicación. El computador de flujo debe proveer los puertos necesarios para su aplicación y tener en cuenta posibles expansiones. Otras pocas responsabilidades como la archivación se mantienen en la oficina. Estas cartas reunían y enviaban a la compañía de gas semanal o mensualmente las bases para la integración. debido a que algunos computadores de flujo poseen características de monitoreo y conexiones de salida que permiten enviar señales de control (por ejemplo a una válvula para purga) que permiten suplir estas necesidades. este deberá ser el mejor método para su aplicación. se enuncian a continuación factores importantes que deben ser considerados al escoger un computador de flujo: Opciones de configuración AGA: Verificar que el computador posea la opción de configuración por parte del usuario de las ecuaciones que correspondan a la determinación de la cantidad. los registros con carta circulares eran el pilar principal de la medición de flujo. control de condensados. Disponibilidad de puertos de comunicación. Con los computadores de flujo. adecuándose al tipo de sistema de medición y los elementos secundarios asociados. control de “blow down”. Como ejemplo la carta de registro en papel para la caída de presión en una placa. masa o energía de gas. Capacidad de expansión futura. Es funcional que la unidad permita tomar la decisión de definir los puntos que serán archivados. etc. Dentro de los proyectos que inician con un sistema de medición básica se pueden encontrar en el tiempo requerimiento de esquemas de control y monitoreo de inyección de odorante. El computador de flujo deberá soportar estas técnicas y permitir al usuario seleccionarla. Configuración y formato de la base de datos de los históricos. 23 . típicamente menos de un vatio para una unidad básica.Gestión de la Medición Del Gas Natural_________________________________________________ Accesos de teclado local. 24 . Un teclado asociado a un computador de flujo permite simplificar el acceso para editar información y calibración de tal forma que permite incrementar la eficiencia del operador. La reducción de pasar del panel solar y exigencias de batería considerablemente puede bajar el coste instalado del computador de flujo. Los computadores de flujo actuales consumen una fracción de la energía de sus precursores. y el más abajo en consumo de electricidad es el mejor. El consumo de electricidad posee un impacto definido sobre el costo inicial de una instalación de computador de flujo.