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CURSO DE CAPACITACION MEDICIONES EN GAS NATURAL

INSTRUCTOR: ING. MARIO ZABALA

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TEMARIO Metrología:

Instrumentos y sistemas de medición. Definición y análisis de las características metrológicas: Alcance, repetibilidad, linealidad, precisión, exactitud, incertidumbre. Patrones de referencia primarios y secundarios. Consideraciones sobre su utilización. Criterio de trazabilidad. Análisis, determinación y corrección de errores. Presión:

Instrumentos para la medición industrial de las variables: presión manométrica, presión absoluta y presión diferencial. Tipos, aplicación, instalación. Instrumentos patrones de referencia: manómetro de tubo en U, de cubeta, manómetros de pesos muertos, patrones secundarios. Procedimientos de calibración y mantenimiento. Temperatura:

Instrumentos para la medición industrial de la variable temperatura. Tipos: sistema lleno; termorresistencias; termocuplas; termistores. Compensación por temperatura ambiente, aplicación, instalación. Instrumentos patrones de referencia. Baños térmicos. Procedimientos de calibración y mantenimiento. Física de los Gases:

Leyes generales de los gases perfectos. Ecuación de estado. Gases reales. Mezclas gaseosas: composición molar; propiedades; punto de rocío; hidratos. Presión y temperatura absolutas. Factor de compresibilidad. NX 19 y AGA 8. Reducción de volúmenes a condiciones base. Caudal:

Sistemas de medición de caudal. Campo de aplicación de los diferentes tipos de medidores. Normas y estándares vigentes y sus actualizaciones recientes.

• Medidores Inferenciales:

Medición por placa de orificio (AGA-3) Principios fundamentales. Ecuación general. Constante de la placa. Factores que afectan la exactitud. Normas de aplicación: AGA Report Nº 3. Su empleo. Tramos de medición. Placas de orificio. Armaduras portaplacas. Inspección y mantenimiento de tramos e instalaciones. Causas de error, su análisis y corrección. Criterio de elección del orificio. Procedimiento de cálculo del caudal. Programas de cálculo. Instrumental asociado a la medición de caudal: Transmisores. Computadores de caudal.

Medidores de turbina: Principio de funcionamiento. Análisis y corrección de errores, instalación, verificación y mantenimiento. Turbinas de doble rotor. Campo de utilización. Norma de aplicación AGA – Report No 7. Procedimiento de cálculo. Instrumental asociado (transmisores, correctores, generadores de pulsos)

Medidores ultrasónicos: Principio de funcionamiento, campo de aplicación, norma AGA No 9, instalación, mantenimiento, instrumental asociado. Herramientas de diagnóstico. Medidores calmp-on.

• Medidores volumétricos o de desplazamiento positivo.

Medidores de diafragma: Aplicación, instalación, verificación, mantenimiento, instrumental asociado.

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Medidores de lóbulos rotativos: Tipos, aplicación, instalación, verificación, procedimiento de cálculo, mantenimiento, instrumental asociado.

• Otros Medidores

- Másicos (Coriolis) - Otros deprimógenos (V-cone…)

- Pitot promediante (Annubar) - Generador de vórtices (Vortex) - Térmicos

• Medición de gas húmedo

Técnicas de medición de flujo multifásico. - Por separación - Medidores inteligentes

Recolección remota de datos de medición:

SCADA y lectura automática de medidores (A.M.R.): Implementación y operación. Aplicaciones de SCADA y AMR. Medición de grandes volúmenes:

Prácticas recomendadas IAPG: Guía general para el diseño de estaciones de medición de gas natural. Mediciones de transferencia de custodia. Mediciones operativas auditables por terceros. Mediciones con pago de regalías ó impuestos. Anexo: Introducción a Calidad de Gas

Concepto general de calidad de gas, normas de aplicación Análisis de gas natural, muestreo, tomamuestras, composición química, contenidos máximos permitidos, contaminantes contenido de SH2 , S orgánico y mercurio,

Cromatografía en fase gaseosa, calculo cálculo de propiedades físico-químicas , constantes fisicas, densidad relativa , poderes caloríficos e índice de Wobbe.

Análisis y ensayos , contenido de vapor de agua, hidratos, determinación del punto de rocio. Polvo negro: Su origen y naturaleza, efectos en las instalaciones, medidas para prevenir la formación, técnicas para su remoción.

Calibraciones y contrastes, protocolos de medición, comercialización. Control de despacho en estaciones de servicio de GNV. Balance de entrada/salida en unidades de masa. Determinación de densidad y seteado de los dispensadores para la entrega a los vehículos en unidades volumétricas. Nota: Consultar las figuras complementarias de esta memoria que se encuentran en las diapositivas de presentación del curso incluidas al final del documento.

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Medición

DEFINICIONES EN MEDICION Y CONTROL

En los procesos industriales es necesario controlar determinadas magnitudes variables, tales como la temperatura, la presión, el caudal, el nivel, el pH, la conductividad, la humedad, etc. En los comienzos de la época industrial, un operario realizaba un control manual de estas variables utilizando instrumentos simples como manómetros, termómetros, válvulas manuales, etc. El desarrollo de los procesos ha exigido que el control de estas variables se realice de mejor manera que la que el operario podría. Los procesos han sido automatizados gradualmente por medio de los instrumentos de medición y control, que han permitido el mencionado desarrollo. Con estos instrumentos el operario no tiene que actuar constantemente en forma directa sobre el proceso, pudiendo realizar así una función de supervisión. En los procesos, las variables (temperatura, presión, caudal, etc.) deben generalmente mantenerse: • en un valor fijo determinado • en un valor variable con el tiempo de acuerdo con una relación predeterminada, o bien • manteniendo una relación determinada con otra variable. El sistema de control permite lograr esos objetivos, y puede describirse como un sistema que compara el valor de la variable a controlar con el valor deseado para la misma, y realizar una acción de corrección sobre el proceso tendiente a que se logre igualar los mencionados valores. Un sistema de control debe incluir por lo tanto: un elemento de medición, un elemento de control, y un elemento final de control, que es el que actúa sobre el proceso. El conjunto de estos elementos cumpliendo su función se denomina lazo de control. Los instrumentos de medición y control tienen una terminología propia que define sus características.

Actualmente la terminología se encuentra definida en normas.

Las nociones resumidas que siguen tienen en cuenta la norma PMC-20 de la SAMA (Scientific Apparatus Makers Association) y la norma S 51.1 de la ISA (Instrument Society of America).

Se indican los nombres en inglés por ser muy usuales en la literatura técnica.

MEDICIÓN – CONCEPTOS BÁSICOS

1- Rango o campo (range) Intervalo de valores de la variable medida comprendido entre el valor máximo (límite superior) y el valor mínimo (límite inferior) que el instrumento es capaz de medir. Se expresa indicando los dos valores límites.

Ejemplo: El rango de un instrumento de medición de temperatura se expresa por ejemplo: 100-300°C.

2- Alcance (span) (A veces se llama Amplitud de alcance) Es la diferencia algebraica entre los valores límites superior e inferior. Se expresa directamente.

Ejemplo: El alcance del instrumento de medición de temperatura mencionado en 1 es de 200°C.

3- Error (error) Es la diferencia algebraica entre el valor medido por el instrumento (indicación o señal de salida) y el valor real de la variable medida.

)(x)( 0x

Error absoluto: 0xxE −=

Error relativo: 0

0

0 xxx

xEe

−==

Nota: como en general es desconocido entonces el error también es desconocido. Lo que se determina como característica de un instrumento es una cota para los errores (ver párrafo 4 – Precisión).

0x

Error estático Si el proceso se encuentra en condiciones estables se tiene el error estático.

Error dinámico Si el proceso se encuentra en condiciones dinámicas (el valor de la variable cambia con el tiempo) el error varía, apareciendo el llamado error dinámico. Ejemplo: cuando un termómetro de mercurio es repentinamente colocado en un baño a una temperatura t2, mayor que la temperatura t1 que tenía, el termómetro demorará cierto intervalo de tiempo para alcanzar la temperatura t2. En este intervalo el error varía.

El error dinámico aparece debido a que los instrumentos tienen las características de los sistemas físicos: absorben energía del proceso y esta transferencia requiere cierto tiempo para realizarse, lo que produce un retardo en la medición del instrumento.

El error dinámico o retardo del instrumento puede ser analizado generalmente como resultado de 3 retardos: a) retardo en la captación de la señal b) retardo en la transmisión de la señal c) retardo en la reproducción de la señal

Los valores del error dinámico dependen del tipo y características del proceso y de la construcción del instrumento. Cada caso debe analizarse en particular.

4- Precisión (precision) Es la tolerancia en la medición del instrumento. Se define como una cota para los errores absolutos en el rango del instrumento, con respecto al valor obtenido como más probable luego de un número considerable de mediciones repetidas en iguales condiciones. Es equivalente a repetibilidad. Se expresa de varias formas: a) Como tanto por ciento del alcance

Ejemplo: Si el instrumento del párrafo 1 tiene una precisión de %5,0± del alcance, para una lectura de 150°C, el valor real de la temperatura estará comprendido entre

1150100

2005,0150 ±=∗

± , o sea entre 149°C y 151°C.

b) Como tanto por ciento de la lectura realizada Ejemplo: Si el instrumento del párrafo 1 tiene una precisión de %5,0± de la lectura, para una lectura de 150°C, el valor real de la temperatura estará comprendido entre

75,0150100

1505,0150 ±=∗

± , o sea entre 149,25°C y 150,75°C.

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c) Directamente, en unidades de la variable medida Ejemplo: Si el instrumento del párrafo 1 tiene una precisión de C°± 1 , para una lectura de 150°C, el valor real de la temperatura estará comprendido entre , o sea entre 149°C y 151°C.

1150 ±

d) Como tanto por ciento del valor máximo del rango Ejemplo: Si el instrumento del párrafo 1 tiene una precisión de %5,0± del máximo, para una lectura de 150°C, el valor real de la temperatura estará comprendido entre

5,1150100

3005,0150 ±=∗

± , o sea entre 148,50°C y 151,50°C.

Algunas veces se especifica distinta precisión para distintas zonas del rango. Ejemplo: un manómetro puede tener una precisión de %5,0± en cierta zona central de la escala y de en el resto. %1,0±

5- Exactitud Se expresa del mismo modo que la precisión o repetibilidad, pero respecto al valor verdadero determinado con un instrumento patrón. Para que un instrumento sea exacto se requiere que sea preciso y que esté correctamente calibrado.

6- Banda muerta o rango muerto (dead band) Puede aparecer un intervalo de valores de la variable medida, que ante un cambio de sentido de la variable, no produce variación en la indicación o señal de salida del instrumento.

SALIDA

SEÑAL DE ENTRADA

BANDA MUERTA

Se define la banda muerta como el mayor de estos intervalos en el total rango del instrumento. Se recomienda expresarla como tanto por cierto del alcance.

7- Sensibilidad (sensitivity) Es el cociente entre el incremento de la indicación o señal de salida del instrumento )( IΔ y el incremento de la variable medida )( VΔ después de haberse alcanzado el estado de reposo. Si la indicación o señal de salida (I) depende linealmente de la variable medida (V) el mencionado cociente es constante en el rango. Si no depende linealmente, el cociente no es constante en el rango, y se debe establecer el punto considerado del rango en el cual se especifica. Nota: El término sensibilidad era frecuentemente usado con el significado de banda muerta. Debe señalarse que son conceptos diferentes y ese uso no está de acuerdo con las normas actuales.

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8

Se expresa como una relación, como un número con dimensiones dadas por las unidades de medida de las dos magnitudes consideradas. Ejemplo: Un termómetro con escala lineal tiene una sensibilidad de 0,2 mm/°C.

8 – Repetibilidad (repeatibility) Es la capacidad de reproducir la indicación o la señal de salida al medir sucesivamente un valor determinado de la variable, cuando ésta pasa en un sentido dado (ascendente o descendente) por el mencionado valor, en iguales condiciones de proceso, y recorriendo el total del rango. Se define la repetibilidad como la mayor diferencia entre la indicación o señal de salida, al medir sucesivamente ese valor de la variable, en la forma mencionada. (En realidad se está considerando la no-repetibilidad). Como característica del instrumento se debe especificar la repetibilidad máxima, en todo el rango. Se recomienda expresarla como tanto por ciento del alcance.

9- Histéresis (hysteresis) Es la característica del instrumento evidenciada por la variación de la indicación o la señal de salida al medir sucesivamente un valor determinado de la variable, cuando ésta pasa en ambos sentidos (ascendente y descendente) por el mencionado valor, en iguales condiciones de proceso, y recorriendo el total del rango. Se define la histéresis como la mayor diferencia entre la indicación o señal de salida, al medir sucesivamente ese valor de la variable, en la forma mencionada. Como característica del instrumento se debe especificar la histéresis máxima, en todo el rango. Se recomienda expresarla como tanto por ciento del alcance. Nota: La histéresis incluye la repetibilidad.

10- Rango con cero elevado (elevated-zero range) El extremo inferior del rango es menor que el cero de la variable medida.

11- Rango con cero suprimido (suppressed-zero range) El extremo inferior del rango es mayor que el cero de la variable medida.

12- Elevación del cero (zero elevation) Es la cantidad en que el valor cero de la variable medida supera al extremo inferior del rango.

13- Supresión del cero (zero suppression) Es la cantidad en que el extremo inferior del rango supera al valor cero de la variable medida.

14- Deriva (drift) Es la variación en la indicación o señal de salida que se presenta en un período de tiempo determinado, mientras se mantienen constantes la variable medida y las condiciones de funcionamiento.

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Se determina en varios puntos, por ejemplo en el 0%, 50% y 100% del rango. Se expresa generalmente como tanto por ciento del intervalo total de salida, a la temperatura ambiente, en un período determinado de tiempo. Ejemplo: La deriva de cero para temperatura ambiente durante 6 meses estuvo dentro del 0,1% de la amplitud de salida.

15- Resolución (resolution) Es la magnitud de los cambios en escalón de la indicación o señal de salida al ir variando continuamente la variable medida en todo el rango. Nota: Puede ser importante por ejemplo en instrumentos digitales.

16- Ruido (noise) Es toda perturbación eléctrica no deseada que modifica la indicación o señal de salida.

17- Linealidad (linearity) Es la aproximación que tiene una curva de calibración de un instrumento, a una línea recta.

18- Reproducibilidad (reproductibility) Es la capacidad de reproducir la indicación o la señal de salida al medir un valor determinado de la variable, cuando ésta pasa en ambos sentidos por el mencionado valor, en iguales condiciones de proceso, y recorriendo el total del rango; a lo largo de un período determinado de tiempo. Se define la reproducibilidad como la mayor diferencia entre la indicación o señal de salida, al medir ese valor de la variable, en la forma mencionada. (Nota: En realidad se considera la no-reproducibilidad). Como caractéristica del instrumento se debe especificar la reproducibilidad máxima, en todo el rango. Nota: la reproducibilidad incluye repetibilidad, banda muerta, histéresis y deriva.

ILUSTRACIÓN DEL USO DE LA TERMINOLOGÍA

TYPICAL RANGE NAME RANGE LOWER RANGE VALUE

UPPER RANGE VALUE

SPAN ZERO

MEASURED VARIABLE

0 20 40 60 80 100 LRV URV Z

Suppressed-zero range Rango con cero suprimido

20 to 80 +20 +80 60 Zero suppression Supresión del cero=20

MEASURED VARIABLE

-40 -20 0 20 40 60 LRV URV

10

Z

Elevated-zero range Rango con cero elevado

-20 to 40 -20 +40 60 Zero elevation Elevación del cero=20

MEASURED VARIABLE

-80 -60 -40 -20 0 20 LRV URV Z

Elevated-zero range Rango con cero elevado

-60 to 0 -60 0 60 Zero elevation Elevación del cero=60

MEASURED VARIABLE

100 -80 -60 -40 20 0 LRV URV Z

Elevated-zero range Rango con cero elevado

-80 to –20 -80 -20 60 Zero elevation Elevación del cero=80

ORDEN USUALMENTE ACONSEJADO PARA SEGUIR EN UNA CALIBRACION

1) Realizar una anotación completa del estado del instrumento, ascendiendo y descendiendo. Si aparece histéresis (arrastre, en instrumentos mecánicos) hay que eliminarla.

2) Ajuste de cero. 3) Ajuste de alcance (llevar a fondo de escala) 4) Ajuste de linealidad: verificar valores en puntos intermedios 5) Volver a ajustar el cero y el alcance. 6) Verificar linealidad, etc.

Nota: En instrumentos con transmisión mecánica, luego de corregida la histéresis y antes de proceder a la calibración, es muy conveniente fijar la variable a medir en el 50% de su valor y, en esas condiciones, asegurarse que los ángulos del mecanismo sean de 90 grados como se muestra en la figura de la página anterior.

Ejercicio práctico: Comparar el error esperable de dos transmisores de presión diferencial , como % del valor medido, para condiciones dadas de operación.

Especificación Transmisor A Transmisor B Upper Range Limit (URL) 300 inH2O 300 inH2O Accuracy 0.2% of span 0.1% 0f URL Temperature Effect Zero 0.5% of URL per 100°F

Span 0.5% of span per 100°F Subotal* 1.0% of URL per 100°F

Static Pressure Effect Zero 0.25% of URL per 2000 psi 0.25% of URL per 2000psi Span 0.25% of reading per 1000

psi 0.25% of span per 1000 psi

Subotal* Stability

. %2,0± of upper range limit

for 1 year %2,0± of upper range limit f

6 months or

Nota*Si uno de los fabricantes expresa sólo el error total, deben sumarse los errores del que los expresa por separado para obtener el subtotal que intervendrá en el cálculo. Si ambos los expresan discriminados, se usarán estos valores en la fórmula de cálculo.

CONDICIONES DE OPERACIÓN Calibrated Span 0 to 100 inH2O

Expected Temperature Change 50 °F Expected Static Change 500 psig

Expected Reading 75 inH2O

2n

22

21 eeeprobable más Error +⋅⋅⋅++±=

En la figura siguiente se ilustra el resultado estadístico del ensayo en condiciones de operación de un conjunto de transmisores de presión diferencial, de distintas marcas, comparado con la incertidumbre de referencia dada por el fabricante.

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TABLA DE CONVERSION DE UNIDADES DE PRESION

Psi Pulgada

c. de agua

Pulgada c. de Hg. Atmósfera kg/cm2 cm c. de

a. mm c. de Hg. Bar Pa

Psi 1 27,7 2,036 0,06805 0,0703 70,31 51,72 0,0689 6894,8

Pulgada c. de a. 0,0361 1 0,0735 0,00246 0,00254 2,540 1,867 0,00249 249

Pulgada c. de Hg. 0,4912 13,61 1 0,03342 0,0345 34,53 25,4 0,0339 3386

Atmósfera 14,7 407,4 29,92 1 1,033 1033 760 1,0133 1,01x105

kg/cm2 14,22 393,7 28,96 0,9678 1 1000 735 0,981 98100

cm c. de agua 0,0142 0,3937 0,0289 0,0009678 0,0010 1 0,735 0,00098 98,1

mm c. de Hg. 0,0193 0,5357 0,03937 0,00132 0,00136 136 1 0,00133 133

Bar 14,5 40,20 29,53 0,987 1,021 1021 750 1 105

Pascal 0,000145 0,0040 0,00029 0,987x10-5 0,102x10-

4 0,0102 0,0075 10-5 1

Las columnas de líquido se suponen a 20°C

Física de los gases

LEYES DE LOS GASES PERFECTOS Son leyes simples que se aplican teóricamente a gases ideales. Los gases más livianos, como el hidrógeno son los que a presión y temperatura ambientes están más cerca del comportamiento de los gases perfectos. Para gases reales se deben introducir factores de corrección a las fórmulas teóricas. Estos factores dependen de la composición particular del gas y de las condiciones de presión y temperatura con que se opera. Ley de Boyle y Mariotte Para un gas que evoluciona a temperatura constante el producto de la presión por el volumen permanece constante.

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P

P x V = cte

P 0

Ley de Gay Lussac

T 1

V

T 2

T 3

V 0

P

si P = 2P0

V = V0/2

V

P

Vt= V0(1+ α t)

Pt= P0(1+ α t)

α=1 / 273.16°C

si P = cte

+ t °C V0 α t

V0

V=cte

P= f(t)

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Presión y Temperatura Absolutas Por Gay-Lussac Pt= P0(1+ α t)

donde α =1 / 273.16°C

h aciendo t = -273,16°C= 0K

Pt= P0[1+( -273,16 °C . 1 / 273.16°C )] Pt= P0[1-1]= 0

Esto significa que considerando constante el comportamiento de un gas ideal y disminuyedo su nivel energético hasta que la temperatura llegue a 0K, su presión se haría nula. Por tanto se toma: P= 0 bara y T= -273,16°C= 0 K , como origen de las escalas absolutas, simplificando así la expresión matemática de su estado. Ecuación General de Estado Para llegar a una expresión que permita relacionar simultáneamente las tres variables consideradas (P, T, V) nos valdremos del concepto de molécula gramo Definimos el Mol como la cantidad de una substancia cuyo oeso es igual al peso molecular expresado en gramos

elemento

peso atómico

molécula peso molecular

peso de 1mol

H 1 H 1 1gr C 12 CH4 16 16 gr

N 14 C3H8 44 44 gr

O 16 CO2 44 44 gr N2 28 28 gr aire 29 29 gr

El número de moléculas en un Mol de cualquier sustancia es siempre el mismo, dado por el número de Avogadro: NA= 6,0221367 × 1023 Esta circunstancia hace que resulte útil trabajar con el mol como unidad de medida.

Hipótesis de Avogadro Fijadas las condiciones de presión y temperatura, el mol de cualquier gas perfecto ocupa el mismo volumen. . masa 1 mol

presión 1 atm

temperatura 0°C

volumen 22,4 l

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Ecuación general de estado

por Gay- Lussac: Pt= P0(1+αt) por Boyle- Mariotte: PV= Pt V0

∴ PV= P0 V0 (1+αt) haciendo:

t °C =T-273°C PV=P0 V0 [1+ (T-273°)/273°] PV=P0 V0 [1+ (T /273°) -273°/273°] PV=P0 V0 [1+ Tα -1] PV=P0 V0 αT para m=1mol: P0 = 1atm V0 =22,4 l α= 1/273,16°C

PV=( 1 atm . 22,4 l . 1/273°C). T

PV=RT

Siendo: R= constante universal de los gases perfectos Para gases reales se introduce una corrección: PV=ZRT

donde Z= factor de compresibilidad siendo: Z= f (P; T; S i )

Volumen Equivalente a Condiciones Base

Planteando la ecuación de estado a condiciones de flujo y a condiciones base se tiene:

PfVf =Zf R Tf

PbVb=Zb R Tb

PbVb Zb R Tb Vb Vf Pf Tb Zb

PfVf Zf R Tf Pb Tf Zf=

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Expresión del volumen equivalente a condiciones base en función del volumen medido a condiciones de flujo, corregido por presión, temperatura y factor de compresibilidad. Esta expresión es aplicable a todas las mediciones volumétricas y a las que infieren el caudal a partir de la velocidad del gas. El factor de compresibilidad relaciona el volumen real de un gas respecto al calculado según la ecuación de estado de un gas perfecto. Para cada gas el factor Z varía en función de la presión y temperatura de trabajo. La norma actual para la determinación de Z es la AGA 8, que reemplaza a la anterior NX-19. La incertidumbre del factor de supercompresibilidad, para los valores habituales de presión y temperatura del gas es: Según NX-19 -------∆Z ≤ 0.1% Según AGA 8------- ∆Z ≤ 0.05%

=

V real V ideal

=Z V real =Z.V ideal

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5. Caudal MEDICIÓN DE CAUDAL EN GAS NATURAL

Los sistemas de medición tradicionalmente usados para facturación y transferencia de custodia (custody transfer) de gas natural son los siguientes:

• Placa de orificio concéntrico. • Turbina. • Medidor volumétrico. • Medidor a diafragma.

Esta enumeración está hecha en orden aproximadamente decreciente de caudales y presiones.

Una nueva generación de dispositivos de medición comprende: • Medidor ultrasónico. • Pitot promediante (Annubar). • Generador de vórtices. • Medidor másico (sólo para alta presión). • V-Cone Estos nuevos sistemas poseen interesantes ventajas técnico-económicas pero, co excepción del ultrasónico que ha sido oficializado en 1998, aún no cuentan con aceptación generalizada y homologación para fines comerciales,

El cuadro de la página siguiente muestra el campo de aplicación más frecuente de los diversos tipos de medidores.

Rangos De Aplicación Recomendados Para Diversos Tipos De Medidores En la figura de la página siguiente se ha graficado, en forma aproximada el campo de aplicación de los medidores Homologados para uso fiscal. Para la selección del medidor adecuado deben tenerse además en cuenta las características propias de la instalación. En particular la calidad del gas, el tipo de flujo –estable, variable pulsante - y factores económicos, facilidad de mantenimiento etc. Al final de esta sección se inserta un cuadro comparativo elaborado por el N.M.I.

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RANGO DE APLICACIÓN DE SISTEMAS DE MEDICIÓN DE GAS

SSttaannddaarrddss yy RReeppoorrtteess AAGGAA -- AAPPII 1144..33 ee IISSOO 55116677

PPrriimmeerr ddooccuummeennttoo AASSMMEE 11991122

AAGGAA11 :: PPllaaccaass ddee OOrriiffiicciioo,,11993300 AAGGAA 22 :: 11993355

AAGGAA 33 :: 11995555

RReevviissaaddoo:: 11999922 RReevviissaaddoo:: 22000000

LLaass rreevviissiioonneess iinncclluuyyeenn:: EEffeeccttooss ddee iinnssttaallaacciióónn RRuuggoossiiddaadd ddeell ccaaññoo LLiimmiittaacciióónn ddeell bbeettaa EEssppeessoorr ddee llaa ppllaaccaa FFaaccttoorr ddee eexxppaannssiióónn AAccoonnddiicciioonnaaddoorreess ddee fflluujjoo

AAGGAA 44aa CCoonnttrraattooss yy ccaalliiddaadd:: 22000011

AAGGAA 55 MMeeddiicciióónn ddee eenneerrggííaa::11999966

AAGGAA 77 TTuurrbbiinnaass:: 11999966 RReevviissiióónn 22000066

DDoobbllee rroottoorr AAccoonnddiicciioonnaaddoorreess ddee fflluujjoo DDooccuummeennttoo bbaassaaddoo eenn ppeerrffoorrmmaannccee..

AAGGAA 88 FFaaccttoorreess ddee ccoommpprreessiibbiilliiddaadd:: 11999944

AAGGAA 99 MMeeddiiddoorreess UUllttrraassóónniiccooss:: 11999988

RReevviissiióónn 22000077 EEffeeccttooss ddee llaa iinnssttaallaacciióónn

AAGGAA 1100 VVeelloocciiddaadd ddeell ssoonniiddoo ((nnuueevvoo))

AAGGAA 1111 MMeeddiiddoorreess CCoorriioolliiss ((nnuueevvoo))

Domiciliarios a Diafragma

Qmáx/Qmín=50 Pmáx=200 mbarg

Turbinas Φ: 4 a 12”

Comerciales a DiafragmaΦ≤3”

Qmáx/Qmín=50Pmáx=2 barg

Medidores de Lóbulos Rotativos Qmáx/Qmín=50Pmáx=7 barg/70 barg

Turbinas Φ: 2 a 4”Qmáx/Qmín=10 (baja presión) Qmáx/Qmín=50 (alta presión)

Pmáx=100 barg

Placas de OrificioΦ: 2 a 4”Qmáx/Qmín=3

Placas de Orificio Φ ≥ 4”

UltrasónicosΦ: 4 a 10”

Ultrasónicos Φ ≥ 12” Qmáx/Qmín= 10 a 50

CAUDAL m3/h 1 2 5 10 2 5 100 2 5 1.000 2 5 10.000 2 5 100.000 2 5 1 MM !.............!...................!..............!.............!...................!..............!.............!...................!..............!.............!...................!..............!.............!...................!..............!.............!...................!..............!

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PERFIL DE FLUJO Los medidores de caudal pueden clasificarse en dos grupos.

1. Medidores volumétricos Medidor de lóbulos rotativos. Medidor a diafragma.

2. Medidores másicos (Coriolis) 3. Medidores inferenciales (velocidad)

Placa de orificio concéntrico. Turbina. Medidor ultrasónico. Pitot promediante (Annubar). Generador de vórtices. V-Cone

Los medidores de los grupos 1 y 2 son independientes del perfil de velocidades com que el gás se aproxima al medidor. No así los del grupo 3 dado que tienen que medir una velocidad que sea representativa del promedio ponderado de velocidades em toda la sección del tubo. Cuanto más plano y uniforme sea este perfil de velocidades más exacto será el valor calculado. Para mejorar esta distribución y conseguir lo que se denomina “flujo desarrollado” se requiere una longitud recta considerable antes del medidor que se puede acortar instalando um “enderezador de vena” o un “acondicionador de flujo”. La figura siguiente muestra los perfiles característicos de velocidades para el régimen de flujo Laminar donde predomina las fuerzas de arrastre (viscosidad) y el régimen Turbulento, donde predominan las fuerzas inerciales (masa y velocidad)

Régimen laminar

Régimen turbulento

El gráfico muestra esta relación en función del Número de Reynolds

Número de Reynolds y Régimen de Flujo

Fi= m.a = (L3 γ) . v/t = L2. L .γ .v . 1/t =

= L2. L/t .γ .v = L2. γ .V2 flujo turbulento

viscosidad μ= Fv/ L2 V / L Fv = (μ L2) . ( V/L) = μ L V flujo laminar (viscoso)

Re= Fi/ Fv

L2. γ .V2 L . γ . V Re= μ L V

=μ

Para una cañería, la longitud determinante es el diámetro:

D . γ . V Re=μ

Re= D . γ . V

μ

20

Desarrollo del flujo en función del Nº de Reynolds

El perfil de velocidades cambia también en forma dinámica debido a las perturbaciones producidas por válvulas o curvas.

21

Enderezadores de vena Un enderezador de vena tal como lo especifica el AGA 3 consiste en un haz de tubos Inserto en la cañería aguas arriba del medidor, diseñado para corregir el flujo rotacional.

Enderezador de vena AGA 3 Acondicionadores de Flujo Los acondicionadores de flujo son elementos desarrollados en los últimos años con el fin de mejorar las condiciones cinemáticas del flujo que se aproxima a un elemento de medición de modo de acercarlo a la condición ideal de flujo desarrollado. Se entiende por flujo desarrollado aquel que es totalmente axial y simétrico. Es además deseable que tenga un perfil de velocidades tan plano como sea posible. El mejoramiento de las condiciones de flujo redunda siempre en una reducción de la incertidumbre de la medición en todos los medidores que calculan el caudal en función de una medición de velocidad.

En general se trata de lograr ese propósito combinando dos elementos:

• Un enderezador de vena para corregir el flujo rotacional.

• Un elemento generador de múltiples pequeños vórtices, con el objeto de crear un intercambio de energía cinética entre los diferentes filetes de flujo. De este modo se consigue uniformar sus velocidades creando un perfil aproximadamente plano.

Adicionalmente, el uso de acondicionadores de flujo permite reducir apreciablemente la longitud de tramo recto requerida aguas arriba del medidor. De los varios modelos desarrollados mostramos dos de los más empleados: El Vortab y el Gallagher.

Acondicionador de flujo Vortab El Vortab consta de un enderezador formado por un conjunto de aletas axiales y una serie de deflectores distribuidos a lo largo del tubo para generar los vórtices, como se muestra en la figura. El Gallagher, llamado así por el nombre de su creador, uno de los primeros investigadores en este tema, consta de un pequeño enderezador del tipo de tubos según A.G.A. 3 más una placa gruesa con múltiples orificios, corriente abajo, para actuar como mezclador de velocidades.

Acondicionador de flujo Gallagher

22

5.1. Placa de orificio

MEDICIÓN DE CAUDAL MEDIANTE PLACA DE ORIFICIO

Generalidades

Dentro de los diversos sistemas de medición de caudal de fluidos – líquidos y gases, se destacan por su importancia los llamados medidores de diferencial. Estos se basan en la técnica de inferir el caudal de fluido circulante midiendo la modificación creada en la presión estática, debido a la interposición de un elemento primario de estrangulación en la corriente del fluido. La fundamentación teórica de este sistema se encuentra en el principio de la conservación de la energía que para el caso del movimiento de fluidos se expresa a través del teorema de Bernoulli. De entre los elementos de estrangulación empleados cabe destacar:

a) Tubo Venturi: Consistente en un tubo corto de sección circular contraída unido

por sus extremos a dos tubos cónicos de diferentes ángulos. b) Toberas: Están constituidas por un corto tubo cilíndrico, uno de cuyos extremos

(el de corriente arriba o de ingreso) se continúa en forma acampanada hacia fuera, siempre de sección circular, de modo de formar una placa que pueda ser aprisionada entre un par de bridas. El propósito de esta entrada de sección circular decreciente es la de llevar la corriente de fluido hacia la sección cilíndrica o garganta de modo que emerja de ésta sin experimentar contracción alguna, vale decir que el chorro de salida posea una sección cilíndrica del mismo diámetro de la garganta de la tobera. En realidad las toberas son una gran simplificación del tubo Venturi, en el que ha sido acortada y modificada la sección cónica de entrada y eliminado el difusor de salida.

c) Placa de orificio delgada: Es probablemente uno de los elementos más antiguos

empleados con fines de medición y de regulación de caudal de fluidos. Sus orígenes se remontan al empleo que de ella hacían los romanos en la época de Julio César para medir caudal de agua relativo al uso de sus depósitos de agua potable. De este elemento primario existen tres variantes, a saber: Placa de orificio concéntrico (1), concéntrico con agujero de drenaje (2), de orificio excéntrico (3) y de orificio segmentado (4).

1 2 3 4

De las posibles formas enunciadas, la ùnica empleada para mediciones comerciales

o fiscales de gas es la de orificio concéntrico con el eje de la cañería en la que se instala.

23

La placa se dispone de modo que resulta el plano de la misma perpendicular al eje de la tubería.

El borde del orificio (lado corriente arriba) debe ser perfectamente agudo –arista

rectangular- pero en cambio el borde corriente abajo puede ser chaflanado o no, según sea el espesor requerido de la placa sobre el orificio.

Las tomas de presión se efectúan sobre el caño a ambos lados de la placa y las

distancias a que esto se realiza dependen del tipo de conexión que se practique y de la norma seguida.

La razón por la cual el borde corriente arriba de la placa no se redondea es que es

difícil de especificar y reproducir bordes curvos siguiendo una ley geométrica exacta. Si por cualquier razón se requiriera una placa con borde de ataque curvo deberá especificárselo según una ley muy apartada del borde agudo, pues los experimentos muestran que ligeros apartamientos del borde recto o filoso producen grandes variaciones en la presión diferencial.

En la Fig.2 puede observarse como varía la presión estática para una placa de

orificio delgada y concéntrica. Obsérvese que existe una relación directa entre la variación de presión mencionada y la variación de velocidad del fluido al pasar por el orificio, de modo tal que al aumento de velocidad corresponden disminuciones de presión estática.

Fig.2 El máximo valor de la presión estática se alcanza en un punto inmediato corriente

arriba de la placa, pues aquí se verifica un punto de estancamiento parcial, mientras que la mínima presión se encuentra corriente abajo a una cierta distancia de la placa, donde la velocidad es la máxima de la descarga y por lo tanto la sección del chorro es la mínima.

A partir de ese punto la presión aumenta paulatinamente hasta encontrar un segundo

máximo desde donde sigue disminuyendo debido a las pérdidas que se presentan en la conducción del fluido por la cañería.

Debido a que la vena fluida no es guiada en la entrada a la placa ni en la evolución de la descarga, el proceso de aceleración y desaceleración del fluido es acompañado por la producción de turbulencias importantes, las que se manifiestan por disipación de energía; en otros términos, se produce una pérdida de presión. Por esta causa el segundo máximo de que hablamos antes no iguala a la presión corriente arriba de la placa; la diferencia entre éstas es la pérdida de presión permanente que le introduce el elemento primario.

24

Por las razones dadas recién, es que la pérdida permanente de presión de una placa de orificio es mayor que la de un tubo Venturi para la misma relación β de diámetros. Un fenómeno que resulta particular para la placa delgada es que la sección mínima del chorro, formada a una cierta distancia corriente abajo del plano del orificio se desplaza respecto a éste a lo largo del caño en función del valor de β. Este movimiento es casi independiente del caudal de fluido si este es un líquido y si se trata de gases, esto es cierto si la relación de presiones estáticas corriente arriba a corriente abajo es cercana a 1.

También se evidencia que este desplazamiento de la vena contracta no depende del diámetro del caño, sino como dijimos sólo de β. La formación de esta sección menor que la del orificio o vena contracta se explica si pensamos que una partícula de fluido contenida en un filete cualquiera entrante al orificio, excepto el central, posee dos componentes bien marcadas de velocidad, una en el sentido axial y otra contenida en la dirección del plano de la placa y dirigida hacia el eje de la tubería. Esta última componente es la responsable de la formación de la sección mínima. A medida que la componente vertical resulte menor debido a un aumento de β, más cerca del plano del orificio se va a formar la vena contracta. Experimentalmente se encontró que el desplazamiento promedio de esta sección se varía entre aproximadamente 0.8 D para β=0.3 y 0.4 D para β=0.4 y la contracción de la vena es tanto mayor cuanto menor sea β.

En el caso de fluidos gaseosos cuando el caudal es grande, vale decir la relación P2/P1 no es muy próxima a uno, la posición de la sección mínima se desplaza con el caudal de modo que a aumentos de éste corresponden alejamientos de la vena contracta; esto es lógico si se piensa que un aumento de caudal es consecuencia de una disminución de la presión corriente abajo ocasionando la expansión del gas en el sentido de su circulación, de manera que la componente axial del vector velocidad se ve aumentada por este efecto.

En la Fig. 3 se muestra de qué manera incide el borde de ataque o de entrada al orificio de la placa, en la trayectoria del gas y por tanto en la sección de la vena contracta. Cuando por desgaste se redondea, la componente axial es menor y la sección de vena contracta es mayor que la calculada por lo que el caudal medido será menor que el real.

En este caso se produce un efecto de guiado de las líneas de corriente y por lo tanto

una mayor sección de la vena contracta, midiéndose como se verá más adelante una menor presión diferencial y aumentando el coeficiente de descarga respecto al que corresponde a borde agudo.

ELECCION DEL ELEMENTO PRIMARIO

Hemos visto que una característica importante del tubo Venturi y de las toberas era la menor pérdida permanente de presión frente a la producida por una placa delgada; si bien esto puede ser una ventaja en casos donde la presión estática disponible es baja y se requiere no bajarla más aún, no es esta la situación más general en la práctica y por ello el elemento más usado es la placa de orificio.

Debe tenerse presente que en la práctica de medición es usual tener que cambiar

frecuentemente los elementos primarios en función de variaciones de caudal que se mide a

25

fin de mantenerse dentro del rango de posibilidades del método; en algunos casos los cambios del elemento primario por otros de diferentes dimensiones son muy frecuentes.

En consecuencia se buscó aquel dispositivo que cumpliendo con los requisitos de

precisión requeridos fuese además económico, práctico y fácil de maquinar a las dimensiones deseadas. Se adoptó pues la placa de orificio. En este sentido la American Gas Association estudió extensamente y recopiló toda la información sobre la materia publicando tablas con factores para el cálculo, correspondiente a toda la gama práctica de caños y elementos primarios.

Las toberas son el dispositivo de elección en aquellos casos en los que deben

medirse líquidos con suspensión de sólidos ya sea en forma de partículas o estado pastoso (barros). Cuando se miden gases con contenido de líquidos de igual o distinta naturaleza a la del gas, por ejemplo instalaciones de vapor con presencia de condensados. En estos casos y cuando la precisión exigida en la medición no es alta se suelen usar para los casos mencionados más arriba, placas excéntricas, o segmentadas (que es la menos precisa).

En algunos casos hay razones que conducen a no usar placas de orificio

concéntricas; en efecto, si hay acumulación de materias extrañas en la cara corriente arriba de la placa, esto influye en la formación de la vena fluida, modificando la forma que ésta toma en la descarga y por lo tanto falseando la medición.

La única placa homologada por la AGA es la concéntrica de borde recto.

UBICACIÓN DE LAS TOMAS DE PRESION

Pueden enumerarse cinco formas de ubicar las tomas de presión a los efectos de medir la presión diferencial y la presión estática que se emplearán luego para el cálculo del caudal.

a) Tomas de Brida:

Con este sistema, los agujeros donde se harán las tomas se practican sobre las bridas de modo que sus centros se hallan a una pulgada a cada lado de las caras de la placa.

Es el tipo de tomas normalizado por A.G.A. Report N° 3 y universalmente usado para medición de gas.

26

Desarrollo simplificado del algoritmo de cálculo para placa de orificio

.21 cteVaVAq f === de donde se deduce: 12 VVaA >→>

27

peso gmp =

.2

2

cteVmvPHpE =++=

pVmv

pPH

pE

2

2

++=

mgp = γvp =

.2

2

ctemg

mVvvPH =++γ

.2

2

cteg

VPH =++γ

gVP

Hg

VPH

22

22

2

22

21

1

11 ++=++

γγ Teorema de Bernoulli

21 HH = γγγ == 21

gVP

gVP

22

222

211 +=+

γγ

de donde se deduce:

1212 PV <→>si PV

γγ21

21

22

2PP

gVV

−=−

hPP

=−γγ

21 (diferencial columna de fluido)

hgVV

=−

∴2

21

22 2

12

2 2 VhgV +=

21 VAaV =

2

22

22

2 2 VAahgV +=∴

hgAaV 21 2

22

2 =⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛− .

2

2

Dd

Aa

= si:Dd

=β 2β=→Aa 4

2

2

β=→Aa

Reemplazando: ghV 2)1( 422 =− β 4

22 1

2β−

=ghV

421

12β−

=→ ghV

2aVq f = ghaq f 21 4β−

=

ECUACION HIDRÁULICA TEÓRICA

aγ = factor de expansión 12 γγ < CORRECCION PARA GASES c = coeficiente de descarga

(vena contracta: dd < placa)

ghca

q af 2

1 4β

γ

−=

ZRTPV = ZbVbPb = R TbREDUCCIÓN A CONDICIONES BASE:

ZfVfPf = R Tf

VfZfZb

TfTb

PbPfVb =

Aplicando esta reducción y teniendo en cuenta que: El diferencial de presión se mide usualmente como columna de agua: whPP =− 12

28

γhhw = ∴ γ

whh =

y teniendo en cuenta que el peso específico, que es la inversa del volumen específico del gas, debe corregirse por Presión, Temperatura y Z a condiciones base:

ZfZb

TfTb

PbPf

bγγ =

Aplicando estas transformaciones nos queda finalmente: hwPfTfTb

GKpQb 1

=

Donde G es la densidad relativa al aire, que normalmente se emplea en lugar de γ

Con esto hemos llegado a una fórmula simplificada para cálculos aproximados donde Kp = constante de la placa, agrupa todas las constantes del algoritmo de cálculo (incluso la corrección por supercompresibilidad)

REQUERIMIENTOS DIMENSIONALES DE LA PLACA

•Perpendicularidad

•Planitud •Rugosidad

•Borde del orificio

•Circularidad

•Beta

•Espesor de la placa •Excentricidad •Espesor del orificio •Biselado

29

REQUERIMIENTOS DIMENSIONALES DEL TUBO DE MEDICIÓN

• Circularidad

• - Diámetro aguas arriba y abajo

• – Rugosidad - Irregularidades

• Bridas:

o Tomas de presión: Ubicación

o Diámetro y borde

o Juntas o sellos

• Termovaina - Longitudes rectas – Enderezadores - Acondicionadores

Normas API/AGA/GPA para placas de orificio

API, Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 14 - Natural

Gas Fluids Measurement, Section 3 - Concentric Square-Edged Orifice

Meters, Parts 1 to 4; y las versiones correspondientes de AGA 3:

Part 1 - General Equations and Uncertainty Guidelines, 3rd Edition, Sep. 1990.

Part 2 - Specification and Installation Requirements, 3rd Edition, Feb. 1991..

4th Edition, Apr. 2000. Importantes cambios en tramos rectos.

Part 3 - Natural Gas Applications, 3rd Edition, Aug. 1992.

Part 4 - Background, Development, Implementation Procedures

and Subroutine Documentation, 3rd Edition, Nov. 1992.

30

Normas ISO para placa de orificio

ISO 5167 Measurement of fluid flow by means of pressure differential

devices inserted in circular cross-section conduits running full Part 1 - General principles and requirements, 2nd Edition, 2003-03-01 Part 2 – Orifice plates, 1st Edition, 2003-03-01

ANALISIS DE ERRORES EN MEDICION DE CAUDAL DE GAS NATURAL CON PLACAS DE ORIFICIO:

Un estudio interesante de errores puede hallarse en el tomo I del AGA Report N°3 (API 14.3). En el tomo II del mismo se detallan las tolerancias admitidas en los tramos de medición y sus características constructivas, por lo que su consulta resulta imprescindible para su verificación e inspección.

Causas de Error: En un fenómeno esencialmente dinámico como es la transformación de la energía

que es el que se usa en la medición con placa de orificio, hay una cierta incertidumbre inherente que es imposible de sobrepasar por la propia naturaleza del fenómeno, y hay una serie de factores externos dependientes de la instalación que aumenta o disminuyen esta incertidumbre.

Partiendo de la base de que el tramo esté construido en absoluta concordancia con las exigencias de la norma, podemos distinguir tres tipos de error que pueden aparecer con el tiempo:

a) Deformación del perfil de velocidades del flujo que se aproxima a la placa.

b) Error en la misma placa.

c) Error introducido por elementos externos al tramo.

La figura a. muestra el error más frecuente producido por acumulación de sólidos o líquidos que deforman la geometría del sistema y que puede representar porcentajes importantes de error. Otro factor, aunque menor, es el aumento progresivo de la rugosidad del caño. Estos errores tienen mayor importancia cuanto mayor es el β de la placa.

La figura b. muestra el detalle de la incidencia del flujo sobre el canto anterior (borde de ataque) de la placa.

figura a.

figura b.

Trayectoria normal

Trayectoria alterada

31

32

Hay un punto crítico que es lo que sería el borde de ataque del flujo de gas sobre la placa. El borde recto de la placa debe estar perfectamente recto (con la imperfección que la mecánica permite). Este punto es crítico porque es donde incide la vena de gas, de modo que pequeñísimas imperfecciones en ese punto pueden dar una deformación apreciable de la vena.

Sabemos luego que el punto donde realmente estamos calculando el gas no es el círculo de placa sino un círculo que está más allá, llamado de la vena contracta donde se produce una mayor contracción de la vena, y donde estamos realmente midiendo la velocidad. O sea que esto no es un Venturi o una tobera sino que este tipo de elemento está dependiendo de una geometría que se produce un poco más atrás de la placa de orificio y cuya configuración es dinámica, es decir que va a depender del efecto del choque de la corriente contra la placa. Por lo tanto el perfecto acabado de este borde de ataque influye muchísimo en la exactitud de la medición.

Ensayos, simulando un pequeño deterioro o un pequeño redondeo producido por la erosión, pero producido artificialmente para poder hacer el chequeo entre una placa perfectamente terminada y una con un pequeño desgaste, producen un 1 o 2% en menos de la medición con un redondeamiento prácticamente imperceptible de la placa.

Hay dos métodos prácticos de reconocer si el borde recto ha sufrido un redondeamiento que lo deja fuera de norma.

El primero consiste en ubicar la placa de modo que forme un ángulo de 45° respecto a la vista. La placa debe estar adecuadamente iluminada –el sol es ideal para ello– y el fondo sobre el que se la observa preferentemente oscuro. Si en tales condiciones se ve que el borde de ataque refleja un fino anillo de luz significa que el ángulo no es perfectamente recto y está fuera de tolerancia.

El segundo método, más simple aún, consiste en deslizar la cara de la uña sobre el canto recto como si se quisiera rasparla. Si el filo de placa raspa efectivamente la uña, podemos estar seguros que es suficientemente recto. Si en cambio la uña se desliza suavemente como sobre una superficie lisa, la placa debe ser descartada (o remaquinada a otra medida).

El error más grosero que puede llegar a producirse en la placa es cuando esta se ha colocado en posición invertida, es decir con el chanfle enfrentado al flujo. En este caso pueden esperarse errores por defecto de hasta el 30%. El error de este tipo se amplifica para los valores de beta más pequeños.

Se entiende intuitivamente que al producirse una restricción más severa del flujo, las fuerzas dinámicas comprometidas son mayores y por lo tanto mayor la importancia del modo en que se produce el impacto del flujo sobre el canto vivo de la placa.

En general podemos decir que casi cualquier circunstancia que se pueda presentar en un tramo cuya atención ha sido descuidada, producirá errores por defecto.

RELACION ENTRE EL BETA Y EL ERROR: La figura c. ilustra lo que acabamos de comentar graficando la incertidumbre inherente al tramo en función del beta. Vemos que la zona ideal de trabajo es la que corresponde a valores de beta entre 0,45 y 0,65 y aún sería preferible que estuviera entre 0,5 y 0,6, fuera de ese margen el error aumenta considerablemente.

La figura d. muestra la influencia del número de Reynolds sobre el error graficado en la curva anterior. Los valores en ella deben multiplicarse por los correspondientes a los factores que muestra la figura d.

Fig. c.

33

En forma muy simple, diremos que el número de Reynolds depende básicamente de la velocidad del fluido. En mediciones de líquidos suele producirse un número de Reynolds muy bajo, para bajas velocidades y altas viscosidades del líquido. En gas, normalmente esto no es problema, para velocidades normales de gas de 13 metros por segundo y algo más, el número de Reynolds es suficientemente alto; ronda los 200 mil hacia arriba y andaríamos en esta zona donde el perjuicio que puede ocasionar sobre la medición es prácticamente despreciable. Pero de cualquier manera nos indica que tenemos que tener cuidado en instalaciones provisorias, donde una instalación está prevista para un volumen mucho más grande –inicialmente se trabaja con volúmenes mucho más pequeños con bajas velocidades– puede ocurrir que nuestro Reynolds se nos vaya por debajo de esta zona de flujo francamente turbulenta (digamos que es lo que limita flujo turbulento, flujo intermedio y flujo laminar) y a medida que estamos trabajando con velocidades menores estamos perjudicando la medición porque todos los factores de incertidumbre que antes habíamos enumerado, se nos van potenciando multiplicados por el efecto de las bajas velocidades de modo que esto también es un punto para tener en cuenta, y saber que estamos trabajando mejor cuando podemos hacerlo con mayores velocidades del flujo.

Fig..d.

Fig..c.

ERRORES EXTERNOS: Hay que recalcar qué es lo que podemos esperar nosotros de una medición con placa de orificio. Hay errores que son inevitables por sistema y hay errores que se pueden disminuir con los elementos que ponemos alrededor del sistema: elementos de medición, computadores de flujo, etc. La figura e. reproduce un cálculo incluido en el AGA3, que parte de la base de que se está trabajando con instrumentos con un error de que es el que el AGA permite y lo que es habitual en las mediciones hechas con los registradores de gráfico circular. Aquí están puestos los distintos factores que intervienen en el error. Se está haciendo la traslación de errores y acá estamos considerando

%25,0±

%25,0± para la estática y para la temperatura 0,7°C (en realidad puede medirse con precisión mejor de 0,7°C pero las condiciones en que suele hacerse la calibración de los elementos de temperatura, con suerte podrá darnos una aproximación de este tipo). Estos valores los hemos puesto entre paréntesis a la izquierda de la primera columna.

En la primera columna hay valores distintos, ellos han puesto 0,50. Eso se debe a que tenemos 0,25% del valor máximo de la escala, del span o de la amplitud del rango, y se supone que normalmente estamos midiendo alrededor de la mitad de la escala, por lo cual lo llevan como valor de incertidumbre a 0,50%, luego le aplican un coeficiente de sensibilidad. Se trata de los siguientes: es sabido que por teoría de errores si un factor está elevado al cuadrado el error que implica en el cálculo total es el doble del error en sí. Al contrario, si está afectado por la raíz cuadrada, es la mitad del error. Entonces este 0,25, que acá se había convertido en 0,50 tenemos que multiplicarlo por 0,5 y luego lo elevamos al cuadrado porque también la teoría nos dice que el error más probable, en el que podemos suponer que está en 95% de las mediciones, es la raíz cuadrada de la suma de los cuadrados de los errores. ¿Qué han hecho en la tercera columna? Hacer los cuadrados de cada error individual, sumarlos todos, y extraer la raíz cuadrada. Si examinamos un poquito esta columna vamos a ver que, por lejos, el factor que más pesa es el coeficiente básico de descarga.

Se puede ver que es mucho más importante que los errores que podemos estar cometiendo en la medición. Esto se los dejo como idea para tener en cuenta. Con el resultado de esta operación típica que hace AGA, encuentra un error del 0,67% teniendo en cuenta los parámetros del tramo de la medición, la determinación de los distintos coeficientes que intervienen y los errores admisibles en nuestros instrumentos de medición. Este sería el error (0,67) que podemos alcanzar en las mejores condiciones de operación con el mejor instrumental disponible.

Si a eso tenemos que agregarle los errores cometidos en la graficación y en la integración de gráficos como se ha venido haciendo tradicionalmente, podemos llegar a agregar un 1% a este error y andaríamos en errores con gráfico circular del orden de . %7,1±

A la derecha de las columnas primera y tercera hemos puesto los valores de error que se pueden obtener con instrumentos modernos como computadores de flujo.

He hecho acá las cuentas respectivas, se han cambiado los coeficientes, haciendo todo lo que había que hacer, y pasamos de 0,67 a 0,58%. Quiero recalcar este resultado porque los computadores de flujo tienen una cantidad de ventajas, básicamente desde el punto de vista del error la ventaja que tiene, es que eliminan la graficación y todos los errores inherentes gruesos que hay en ese aspecto, pero por más que acá en lugar de ser 0,1 anduviéramos en el 0,01% se observa que el error no lo podemos bajar demasiado porque el error grueso es inherente al tipo de medición.

34

Example Uncertainty Estimate for Natural Gas Flow Calculation For each variable, the uncertainty listed represents random error only. A 4 inch meter with a β ratio of 0,5 and static and differential pressures equal to 250 pounds

Uncertainty,

(%)95U

Sensitivity Coefficient

S 2)( SU 95

C4 Basic discharge coefficient 0,44 1 0,1936 Y Expansion factor 0,03 1 0,0009 d Orifice diameter 0,05 2/(1-β)4 0,0114

D Pipe diameter (2.5.1.3) 0,25 4

4

12

ββ

−−

0,0110

PΔ

Differential pressure (0,25) 0,50 (0,1) 0,5 0,0625 0,01

P Static pressure (0,25) 0,50 (0,1) 0,5 0,0625 0,01 Z Compressibility factor (AGA 8) 0,1 -0,5 0,0025 T Flowing temperature (0,7°C) 0,25 -0,5 0,0156 = G Relative density 0,60 0,5 0,0900 Sum of squares 0,4500 0,339 Square root of sum of squares 0,6700 0,58 As the table shows, the overall gas flow measurement uncertainty at a 95 percent confidence level is 0,67 percent.

Fig.e

Error probable con gráfico circular: %7,1≥eError probable con computador de caudal: %6,0≥e

Vista la influencia que pueden tener los instrumentos de medición, examinaremos un poco las condiciones de la instalación en sí.

Es obvio que debemos asegurarnos de que no existan pérdidas en las cañerías de impulsión, especialmente en las de presión diferencial y en el by-pass, ya que esto provocaría gruesos errores en más o en menos dependiendo del punto donde la pérdida se produce.

Mucho más habitual es la mala disposición de las cañerías. La figura f. es un plano típico de instalación de medición con placa de orificio donde se ha cometido un error grueso: acá en las tomas de medición, hay una que baja sobre la horizontal, luego vuelve a subir –el instrumento está ubicado encima de la toma como es normal y como debe ocurrir– pero acá hemos dejado una especie de bolsillo donde puede acumularse condensado. Esto jamás debe hacerse porque, aunque el gas normalmente venga seco, puede en alguna oportunidad arrastrar líquido porque la planta de tratamiento dejó de funcionar o por lo que fuera, generándose una acumulación de una pierna de líquido que es inestable, aumenta o disminuye y con los cambios de presión se corre, y eso nos está introduciendo un error de unos cuantos milímetros en la medición, bastante mayor que cualquiera de los otros errores que hemos estado analizando normalmente.

Las cañerías deben tener siempre suficiente pendiente para asegurar el drenaje continuo del condensado hacia las bridas portaplacas. El expediente de instalar botellones de condensado como muestra la figura no es suficiente porque la experiencia demuestra que es imposible asegurarse que se purguen siempre con la frecuencia necesaria y no es raro

35

encontrar válvulas con los tapones cubiertos de pintura, lo que demuestra que no se purgaron jamás.

Fig. f.

Diversas causa de error en placas La figura g. ilustra alguna de las causas de error más comunes. Los valores consignados son variables y sólo se dan a título ilustrativo

36

Fig. g

EXTENSION DEL RANGO DE MEDICION: Una limitación importante de las placas es su baja relación de caudales medibles dentro de cierta faja de error aceptado (rangeability).

Conviene detenernos en la naturaleza cuadrática de la expresión del caudal en función de la diferencial medida.

Tengamos en mente las siguientes correspondencias.

CAUDAL DIFERENCIAL ERROR DIFERENCIAL 100% 100% 0,10% 90% 81% 0,12% 70% 19% 0,20% 32% 10% 1,00% 22% 5% 2,00%

Supongamos que usamos un transmisor con error %1,0± del alcance calibrado. Si queremos medir un caudal del 70% del máximo, como es muy normal, ya no estamos cometiendo un error de 0,1 sino de 0,2 y si queremos medir por debajo del 30% del caudal máximo cometeremos errores mayores que el 1%.

La aplicación de computadores de flujo ha permitido ampliar el alcance al menos hasta cierto punto. Los dos métodos conocidos hasta ahora son el que emplea doble transmisor de presión diferencial y el que emplea un transmisor inteligente que cambia su rango calibrado cada vez que el computador se lo ordena. En el primer caso el computador elige la señal a leer del transmisor que está trabajando en el rango más apropiado.

En la figura siguiente vemos un estudio comparativo de ambos casos que muestra como puede extenderse la lectura hasta un 50% del caudal sin perjudicar el error mínimo del transmisor.

37

CON TRANSMISOR SMART CON DOS TRANSMISORES .."200.,."1000 acyac −− .."5........"50.,."1000 acacac−

%90=Q %90=Q ΔP= 80” ΔP= 80”

%12,080

100*1,0==e %12,0

80100*1,0

==c

%71=Q %71=Q ΔP= 51” ΔP= 51”

%2,051

100*1,0==e %2,0

51100*1,0

==e

%45=Q %70=Q ΔP= 20” ΔP= 49”

%1,020

20*1,0==e %1,0

4950*1,0

==e

%22=Q %22=Q ΔP= 5” ΔP= 5”

%4,05

20*1,0==e %4,0

5100*02,0

==e

En general el transmisor inteligente permite un mejor aprovechamiento de los alcances disponibles; sin embargo en los rangos más bajos está limitado por la condición de que el error no puede ser mejor que el 0,02% del valor máximo de escala, por lo que vemos que al bajar a un caudal de 22% el error queda igualado para ambos casos en 0,4%.

38

5.2 MEDIDORES DE TURBINA

TURBINAS El principio de medición de las turbinas reposa en la relación lineal entre la velocidad

del flujo y la velocidad de rotación de la turbina. Esta linealidad es casi exclusivamente afectada por las variaciones en el rozamiento del mecanismo.

En el caso ideal en que no existieran rozamientos el flujo seguiría una trayectoria rectilínea paralela al eje de la turbina. Para ello el rotor debería adquirir una velocidad tangencial tal que, mientras una molécula de gas recorre el perfil del álabe desde el ingreso hasta el egreso del mismo, el álabe debe moverse de modo que su borde de escape se ubique en la recta de trayectoria que el gas tenía al ingresar.

Vt

Vg

α

Fig.1

Como consecuencia se puede establecer la siguiente relación:

αtgg

Vt

V=

siendo V velocidad tangencial t :

Vg : velocidad del gas

de donde: si llamamos a al área anular de pasaje, el caudal Qg será:

αctgVaVaQ tgg ×=×=

Siendo constantes el área de pasaje y el ángulo de los álabes, podemos escribir:

tg kQ ω×= donde ωt es la velocidad angular del rotor.

Debido a que existen rozamientos, el ángulo α será menor que el teóricamente ideal, pero dentro de ciertos límites Q

39

máx↔Qmín , puede considerarse constante. Este rozamiento puede ser fluido y adquiere importancia en la medición de líquidos

de acuerdo a su viscosidad. Para el caso de flujo gaseoso está relacionado con el número

40

Fn

de Reynolds incrementándose para bajos caudales y es en general independiente del estado del medidor.

En flujos de gas importa básicamente el rozamiento sólido en los rodamientos (u otros mecanismos en el caso de turbinas de acoplamiento mecánico) que tiende a incrementarse con el tiempo de funcionamiento.

Las figuras 2.a. y 2.b. muestran la composición de fuerzas que se produce al incidir el flujo sobre los álabes del rotor.

En el primer caso se ha mostrado una turbina sin movimiento (trabada) donde FR representa la fuerza que produce una cupla de rotación. En el segundo caso mostramos el rodete a su velocidad de giro normal con lo cual la composición de fuerzas ha variado por cuanto el punto de aplicación ha variado en el sentido de la rotación. La fuerza FR será entonces mínima y sólo la necesaria para vencer el rozamiento del conjunto.

Idealmente, si no hubiera rozamiento alguno, esta fuerza desaparecería y la turbina giraría a una velocidad tal que no habría desviación del flujo manteniéndose una perfecta relación entre velocidad axial del gas y velocidad de rotación.

Se trata por lo tanto de que el rozamiento sea el mínimo posible y que no se incremente con el tiempo.

Otros factores, como el deterioro de los álabes por abrasión o golpes rara vez son causa de mal funcionamiento. Una turbina calibrada en fábrica difícilmente se descalibre a menos que se incremente el rozamiento.

Para asegurarnos de que la turbina se mantiene en calibración basta entonces con comprobar que el rozamiento no haya aumentado sobre los límites permitidos que da el fabricante.

La prueba, llamada prueba de Spin está descripta en el AGA Report N° 7 y consiste esencialmente en impulsar el rotor (manualmente o con un soplador) y a partir del momento en que cesa el impulso contar el tiempo que demora el rotor en detenerse, generalmente alrededor de 50 a 120 segundos según el tamaño y modelo. El ensayo debe hacerse cuidando que no haya corrientes de aire a través del rotor, para lo cual conviene tapar la boca de la turbina.

Si el tiempo de detención está por encima del especificado puede confiarse en que la turbina se mantiene en calibración.

Existen también métodos de contraste contra patrones, como el de campanas neumáticas computarizadas

Fi

Fn Ft

Ft

vsve

ω = 0 Fn = máxima

ω = normal Fn = arrastre

Fig 2 bFig.2.a

Hay también calibradores portátiles que consisten en sopladores con un elemento patrón en serie que puede ser un juego de toberas sónicas u otra turbina calibrada y asumida como patrón secundario.

El caudal registrado por la turbina según la ecuación anterior refleja la velocidad del flujo pero no la masa de gas medido. Como en la industria del gas natural es práctica usual cuantificar su masa como el volumen equivalente a las condiciones base de presión y temperatura establecidas por contrato, debemos aplicar al volumen medido las correcciones derivadas de la ecuación general de estado para hallar dicho volumen.

Normalmente la corrección es efectuada por un Corrector de Caudal que aplica la fórmula especificada por el AGA Report No 7 y que se deduce de plantear la Ecuación General de Estado para condiciones de flujo y para condiciones base:

p . V = Z

41

f f f . N . R . Tf

pb . V = Z . N . R . T b b b

donde: p= Presión absoluta

V= Volumen

Z= Factor de Compresibilidad

N= Cantidad de moles de gas

T= Temperatura absoluta

R= Constante Universal de los Gases

subíndice f = Condiciones de flujo

subíndice b = Condiciones base

Operando con las dos expresiones anteriores se obtiene:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

b

f

b

f

b

ffb Z

ZTT

pp

VV

El factor de corrección por compresibilidad para un gas de composición determinada se obtine del AGA Report No 8.

RANGEABILITY: La relación de caudales medibles con una turbina es considerablemente mayor que en

las placas de orificio.

Un caso real de ensayo de turbina con gas de baja presión (3 bar. A) muestra que el error se mantiene dentro de un 0,2% del valor medido entre el 10 y el 100% del alcance.

Debido a que la fuerza necesaria para vencer el rozamiento es tomada de la energía del gas circulante y ésta a su vez depende de su masa, la rangeability se incrementa con la misma. Su fórmula está expresada en la figura como relación entre la masa circulante en condiciones reales y aquella de referencia a la cual se calibró la turbina. Básicamente depende de la raíz cuadrada de la relación de presiones, por lo que la turbina ensayada a 3 bar. A., cuando se la hace operar a 30 barA, tendría una rangeability aproximadamente proporcional a la raíz de 10, o sea de 3% a 100%.

La turbina es entonces un elemento muy apropiado para medir caudales con amplias variaciones entre máximo y mínimo.

Sin embargo hay una condición en que la turbina no resulta adecuada, y es el caso del flujo pulsante, como el que muestra la figura 9. En tal caso, como puede verse, la turbina medirá siempre de más porque en cada caída del flujo seguirá rotando por inercia hasta agotar la energía acumulada en la fase de crecimiento del mismo.

caudal Q

t

velocidad

Típicamente el tiempo requerido para embalar la turbina puede estar en el orden de los 5 segundos, mientras que el necesario para su detención vimos que está alrededor de los 50 segundos. La diferencia hará que la medición sea siempre en exceso, siendo imposible estimarlo ya que varía mucho con la forma y duración de los pulsos.

Calibración Los procedimientos de calibración de medidores de turbina están detallados en el AGA Report No 7 y son los siguientes.

• Prueba de tiempo de rotación (spin test)

• Contraste con volúmenes de aire medidos en campanas neumáticas según ANSI B.109.2. Permite obtener la mejor exactitud a bajas presiones.

• Contraste a condiciones de trabajo contra toberas sónicas empleando gas de densidad similar al de operación. Recomendado para mediciones de ata presión.

• Contraste contra turbinas patrones precalibradas con campanas o toberas.

.

Relación de caudales medibles (rangeability)

Es la relación entre el caudal máximo y el mínimo que es posible medir dentro de una banda de incertidumbre determinada

42

Curva típica de calibración

))()()((.

.

.

.

f

r

f

r

r

f

r

f

mínr

máxr

mínb

máxb

ZZ

TT

PP

GG

QQ

QQtyRangeabili ×==

)(.

.

r

f

mínr

máxr

PP

QQtyRangeabili ×≅

43

5.3 MEDIDORES VOLUMÉTRICOS MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO

Los medidores volumétricos o de desplazamiento positivo se caracterizan por entregar volúmenes fijos de gas por cada ciclo del medidor. Los dos tipos de medidores de desplazamiento positivo más empleados son los llamados “medidores de diafragma” y los de lóbulos rotativos.

5.3.1. MEDIDORES DE DIAFRAGMA Principio de funcionamiento. Los medidores de gas llamados tradicionalmente “de diafragma” son medidores volumétricos que actúan por el desplazamiento de dos fuelles dentro de sus respectivas cámaras. El volumen desplazado por estos fuelles en cada ciclo es constante, de modo que el volumen acumulado por un contador mecánico es proporcional al número de ciclos y a una constante propia del medidor. La secuencia de accionamiento de un ciclo completo se muestra en la siguiente figura

3Su aplicación básica es en los consumos de baja presión y caudales hasta 6 m /h para uso residencial. También se emplean para medir consumos comerciales de media y baja presión hasta 100 psig y caudales hasta 1.400 Nm3/h. Sus principales ventajas son:

a) Muy bajo costo, especialmente en la línea residencial, debido a su producción en gran escala.

b) Amplio rango de caudales medibles (rangeability) c) Larga duración en servicio. Las reglamentaciones suelen exigir el recambio en el

plazo de veinte años, pero es usual encontrar en las ciudades medidores con 40 años de servicio en buen funcionamiento.

Características metrológicas y calibración Rangeability : hasta 100 a 1 con exactitud ± 1%. Como miden volúmenes en condiciones de flujo, los mismos deben ser corregidos según el algoritmo establecido en el AGA Report #7.

En medidores de consumos comerciales, es usual que sean provistos con correctores por presión y/o temperatura. Los correctores pueden ser provisto con dispositivos para lectura remota de diversos tipos y conectados a sistemas de recolección automática de datos A.M.R.

Los medidores para uso comercial son calibrados por contraste con un medidor patrón de diafragma o de lóbulos rotativos. Estos patrones son medidores

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especialmente preparados y calibrados por comparación con campana neumática de alta precisión, capaces de discriminar hasta 0.001 pié cúbico ( 28 cm3)

Para los medidores residenciales, es usual armar bancos de prueba con varios medidores en serie junto con un medidor patrón. 5.3.2. MEDIDORES DE LÓBULOS ROTATIVOS. Principio de funcionamiento

Estos medidores constan de dos lóbulos rotativos congruentes que giran por efecto del flujo y se mantienen en sincronismo por medio de un juego de engranajes. En este caso, los volúmenes entregados son delimitados por el espacio delimitado por cada lóbulo y la carcasa del medidor para cada medio giro del lóbulo, como se aprecia en la figura siguiente.

45

P

ara llevar estos

volúmenes al equivalente en condiciones base se requiere corrección por presión y temperatura.

Su campo normal de aplicación es en media presión y en instalaciones de hasta 4 pulgadas. Su principal ventaja es su “rangeability”, lo que lo hace muy recomendable para consumos con amplia variación de caudales.

Debido a que su mecanismo exige mantener un huelgo ínfimo entre los rotores y entre éstos y la carcasa del medidor, es imprescindible evitar la mínima deformación del cuerpo del medidor que podría causar el frenado o bloqueo del flujo y aun la rotura de los lóbulos. Por lo tanto debe ponerse extremo cuidado en la correcta instalación del medidor para evitar que se transmitan a él tensiones de la cañería.

Otro requisito indispensable es asegurar que el gas esté limpio de polvo que se introduciría en los huelgos produciendo desgaste en el mecanismo y por lo tanto filtración de gas sin medir. Para ello debe instalarse un filtro, con indicación de su pérdida de carga, que asegure la retención de partículas de más de 5 micrones.

Características metrológicas y calibración Rangeability : hasta 100 a 1 con exactitud ± 1%. Para relaciones de caudales más estrechas pueden conseguirse exactidudes del orden del 0.5%. Las curvas de la página subsiguiente muestran el comportamiento típico de estos medidores referido a exactitud y pérdida de carga en función del caudal.

Como en el caso de los medidores a diafragma, miden volúmenes en condiciones de flujo que deben ser corregidos según el algoritmo establecido en el AGA Report #7.

Es usual que sean provistos con correctores por presión y/o temperatura. Los correctores pueden ser conectados a sistemas de recolección automática de datos A.M.R.

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La calibración de estos medidores se logra cambiando la relación de transmisión mecánica hacia el contador; en el caso de salida de señal eléctrica directa, de baja o alta frecuencia la corrección se realiza por software en la unidad correctora.

El contraste puede hacerse contra toberas sónicas, medidores volumétricos patrones o campanas neumáticas. Características metrológicas y calibración Rangeability : hasta 100 a 1 con exactitud ± 1%. Para relaciones de caudales más estrechas pueden conseguirse exactidudes del orden del 0.5%. Las curvas de la página subsiguiente muestran el comportamiento típico de estos medidores referido a exactitud y pérdida de carga en función del caudal.

Como en el caso de los medidores a diafragma, miden volúmenes en condiciones de flujo que deben ser corregidos según el algoritmo establecido en el AGA Report #7.

Es usual que sean provistos con correctores por presión y/o temperatura. Los correctores pueden ser conectados a sistemas de recolección automática de datos A.M.R.

La calibración de estos medidores se logra cambiando la relación de transmisión mecánica hacia el contador; en el caso de salida de señal eléctrica directa, de baja o alta frecuencia la corrección se realiza por software en la unidad correctora.

El contraste puede hacerse contra toberas sónicas, medidores volumétricos patrones o campanas neumáticas.

47

5.4 Medidores De Volumen De Gas Ultrasónicos

MEDIDORES DE VOLUMEN DE GAS ULTRASONICOS

1. GENERALIDADES

Se denomina ultrasonido a las ondas elásticas de frecuencia comprendida entre 2.104 Hz y 1013 Hz. Las ondas ultrasónicas de frecuencia del orden de 109 Hz y superiores a veces se las denominan como hipersónicas. El límite superior de las frecuencias del ultrasonido (1012 – 1013 Hz, en los cristales y los líquidos, 109 en los gases a condiciones normales) corresponde a las frecuencias cuya longitud de onda de ultrasonido es comparable con las distancias intermoleculares y para el caso de los gases, con el recorrido libre medio de las moléculas

Para producir sonidos ultrasónicos se utilizan generadores mecánicos y electromecánicos

Los generadores del tipo piezoeléctrico son los que se utilizan en la industria para la medición de gas, y se basa en las propiedades que poseen ciertas sales para generar cargas eléctricas al ser sometidas a solicitaciones mecánicas.

En las aplicaciones destinadas a la medición de gas se utiliza el alcance de130KHz.

Un detalle a tener en cuenta es que los ultrasonidos son altamente absorbidos por los gases, mientras que los líquidos los absorben en un grado mucho menor.

Por ejemplo, el coeficiente de absorción del ultrasonido en el aire es aproximadamente 1000 veces mayor que en el agua. Una de las causas de esta diferencia consiste en que la viscosidad cinemática del agua es mucho menor que la del aire.

2. ELEMENTOS CERAMICOS PIEZOELECTRICOS

La utilidad de estos dispositivos reside en dos importantes características de los mismos: asimetría y elevada constante dieléctrica.

Son elementos capaces de desarrollar trabajo eléctrico cuando se los acciona mecánicamente, o trabajo mecánico por medio de una excitación eléctrica.

Para ilustrar el efecto se presenta un esquema básico de la estructura del cristal

El efecto piezoeléctrico consiste en que, al deformar mecánicamente ciertos cristales , según determinadas direcciones , en sus caras surgen cargas eléctricas de signo contrario .

Para el caso de la figura, se indica el esquema básico de un cristal, con Z indicando el eje óptico, y cuando se ejercen acciones mecánicas según ciertas direcciones, aparecen cargas eléctricas en la dirección de los ejes eléctricos, X1, X2 o X3.

Los cristales, tales como el cuarzo, sulfato de litio, niobato de litio, tantalato de litio y óxido de zinc, tienen amplia utilización desde el rango de baja frecuencia hasta unos algunos pocos megahertz.

Puesto que los materiales cerámicos se pueden fabricar en una amplia gama de formas y tamaños, y dependiendo de la necesidad, se construyen elementos piezoeléctricos capaces de generar hasta 40 kV, a circuito abierto. Mediante un dispositivo mecánico se excita el cristal y se obtiene la salida de alta tensión, que es la aplicación típica de los encendedores de gas en artefactos domésticos.

3- MEDIDORES ULTRASONICOS

Siguiendo una tendencia, se los denominará como UM, del inglés , Ultrasonic Meter .

La expresión general del gasto, definida como

Caudal = Sección x Velocidad

[m3 / segundo] = [m2] x [m / segundo]

que permite determinar precisamente el volumen a considerar en todas sus aplicaciones, ya sean de balance o de facturación.

Es decir que conociendo la velocidad del fluído, en este caso gas natural, podemos mediante la simple aplicación del algoritmo de cálculo según la norma AGA-7, saber el volumen a considerar a los fines establecidos.

La aplicación más conocida que utiliza la velocidad del gas para fines de medición de volumen, es el medidor de turbina , que es ampliamente conocido .

El esquema de operación de la medición por ultrasonido es elque sigue:

A

DVϕ

L

B

A y B son los transductores de ultrasonido.

Se supone que el gas se transporta de izquierda a derecha, con una velocidad V, el diámetro del caño se identifica con D, la distancia entre los extremos de los transductores es L y φ es el ángulo que forman el eje del caño con la distancia L.

El principio de funcionamiento es como sigue:

el transductor A emite un pulso de forma de onda y duración conocidos . Se mide el tiempo transcurrido desde su emisión hasta su detección en B; este es el tiempo tD, con el subíndice D indicando “downstream”, aguas abajo

Recibido el pulso en B, se retransmite el mismo hacia A y se mide el tiempo tU, con el subíndice U indicando “upstream”, aguas arriba.

48

Debido a que el medio de propagación del ultrasonido, en este caso la corriente de gas, se mueve en el sentido de V, se puede apreciar que el pulso transmitido de A, recorre la distancia L al tiempo tD y que la respuesta, es decir el pulso de B hacia A, que también recorre la distancia L al tiempo tU y como existe el movimiento del gas, resulta que tD < tU.

Relacionando convenientemente las ecuaciones generales se determina que:

ϕcos.vcLtD

+= ϕcos.vc

LtU−

=

con c indicando la velocidad del sonido

Operando convenientemente, se obtiene

)11(cos.2 UD ttLv −=

ϕ

siendo v , la velocidad de la corriente de gas que se desea medir .

Operando nuevamente, se puede establecer que la velocidad del sonido es

).()(.

2 DU

DU

ttttLc +

=

Se sabe que el perfil de velocidades a través de la cañería, no es una constante, que varía en función de la distancia a la pared del caño, nula sobre el caño y máxima en el eje central.

Con este concepto se puede expresar que:

nmaximo

Rrvrv /1]1.[)( −=

donde n es una función del número de Reynolds, Re, y de la rugosidad del caño

Por esta razón, se expresa la velocidad como una función de la longitud L, como:

∫=L

L dLrvL

v )(.1

y puesto que debido a las condiciones no desarrolladas del perfil de velocidades, la longitud L es en realidad una superficie, en este caso la sección S, y se debe considerar la variación de la velocidad del gas en función de la superficie transversal, ya que de esta manera se toma en cuenta el efecto de los torbellinos que existen en el flujo de gas; por lo tanto la velocidad del gas se la expresa como

∫∫=S

m dSrvS

v )(1

ν es la velocidad media sobre la sección transversal del caño.

49

Mediante la utilización de un sistema de múltiples caminos (path), se puede obtener una información redundante que permite tener información acerca del perfil de velocidad en la sección del caño.

4-PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO

De acuerdo a la norma AGA-9, para las aplicaciones de medición de gas tipo fiscal (custody-transfer service), los medidores deben ser de un diámetro de 150 mm (6”) mínimo, y contar también un mínimo de dos caminos (path) independientes para determinar la velocidad del gas.

El ciclo se inicia midiendo en cada camino la velocidad del gas, luego mediante un algoritmo de cálculo desarrollado por los fabricantes, se obtiene un valor que satisface las condiciones de exactitud y repetibilidad deseadas. Como el perfil de velocidad es una función del número de Reynolds, resulta obvio que el citado algoritmo lo tiene en cuenta y aparece vinculado en una forma que en general, no accesible al usuario.

Desde el punto de vista de la operación, el equipo tiene un control de ganancia (AGC) que mide el nivel del pulso recibido, y en caso que este nivel de señal se considere insuficiente, la unidad incrementa la potencia del pulso a transmitir hasta un valor máximo, fijado por el diseño del amplificador.

La exactitud de un medidor ultrasónico depende de varios factores, tales como

• geometría precisa del cuerpo del medidor y ubicación de los transductores.

• la técnica de integración inherente al diseño del medidor.

• la calidad del perfil de flujo , los niveles de pulsación del flujo de gas.

• la exactitud de las mediciones de tiempo de tránsito.

La estabilidad de la parte electrónica, es decir la estabilidad de la base del tiempo define la mayor o menor exactitud con que se midan los tiempos tD y tU, que son las únicas variables a medir e introducir en el posterior proceso de cálculo, y con la compensación adecuada de las demoras de señal de los componentes electrónicos y de los transductores determinan la exactitud de la medición.

En la práctica, existen dos sistemas para realizar la medición de velocidad.Uno consiste de un enlace directo entre transductores, es decir tipo lineal, una línea recta entre las caras externas de los transductores.

La siguiente figura ilustra la tecnología de caminos paralelos sin rebote

50

El otro sistema está basado en el rebote del haz de ultrasonido en la superficie del caño originando lo que se denomina camino simple (simple path) , y que para las aplicaciones de custody-transfer , poseen caminos adicionales de simple y doble rebote que permite cuantificar la influencia del flujo en torbellino (swirl).

51

Ejemplo de tecnología de matriz con caminos de simple y doble rebote.

5-ASPECTOS DE LA INSTALACION

Puesto que en la práctica las instalaciones tienen variadas configuraciones, la norma recomienda un estudio particular para aplicación.

El objetivo a lograr es un perfil desarrollado en el medidor, y esta condición dependerá básicamente del tipo, cantidad y distribución de los accesorios de aguas arriba del medidor.

A tal efecto, la norma indica que el fabricante recomiende una configuración de aguas arriba y aguas abajo, con y sin enderezador de vena, para no ocasionar un error mayor que ± 0.3 % debido a la configuración de la instalación. Este límite de error se debe aplicar para cualquier caudal de gas entre qmín y qmáx, y esta recomendación debe estar soportada mediante datos experimentales.

Asimismo se debe especificar la máxima distorsión de flujo admisible; por ejemplo los límites del ángulo de torbellino, la asimetría en el perfil de velocidad, la intensidad de turbulencia, etc. en la brida de entrada o a una distancia axial determinada aguas arriba del medidor que no provoque un error adicional en la medición de caudal mayor de ±0.3% debido a la configuración de la instalación.

Se hace notar que mediante desarrollos se ha demostrado que el perfil asimétrico de velocidad puede persistir hasta 50 diámetros de caño, o más, aguas abajo del punto de origen. El flujo en torbellino (swirl) puede existir hasta 200 diámetros o más, inclusive.

Como regla general, los fabricantes recomiendan seguir las distancias sugeridas en AGA-7, que son 10 diámetros aguas arriba y 5 diámetros aguas abajo, con un enderezador de vena

Se pueden instalar acondicionadores de flujo en el sistema de aguas arriba para eliminar o disminuir estas perturbaciones y acortar las longitudes rectas mínimas. En este caso los medidores deben ser calibrados con el acondicionador instalado.

Con respecto a los saltos o cambios bruscos en la continuidad interna del caño, la norma autoriza hasta un 1% de variación en los diámetros

Se excluyen de esta cláusula las termovainas de la medición de temperatura. Se desprende que siempre es necesario la aprobación expresa de la instalación por parte del proveedor del sistema de medición

6-COMPORTAMIENTO DE ACUERDO A NORMA AGA 9

En la parte 5 de la norma se hace referencia a los requisitos de comportamiento de los medidores ultrasónicos.

A tal efecto se transcriben, en forma abreviada, los conceptos expresados:

Desviación: Es la diferencia entre el caudal real de gas, medido por medidor ensayado y el indicado por uno considerado como patrón.

Error: Es la desviación observada en un medidor, expresado como

) patrón medidor Lectura (patrón medidor Lectura - ensayado medidor del Lectura ( porcentual Error =

Error máximo: Es el límite de error permisible dentro del alcance de operación especificado.

Error máximo pico a pico:

Es la mayor diferencia permisible entre la cota superior de error y la cota inferior, para el caudal de ensayo. Esto se aplica para el caudal entre qt y qmáx

qmáx: Es el máximo caudal de gas a través del medidor UM que se puede medir dentro de los límites de error.

qt: Es el caudal de transición, debajo del cual se expande el límite de error, y donde qt ≤ 0.1qmax.

qmin: Es el mínimo caudal de gas a través del UM que se puede medir dentro de los límites de error expandido. Ver figura.

qi: Es el caudal instantáneo a través del UM.

Medidor de referencia: Es el medidor o dispositivo de medición de exactitud conocida y considerada como patrón.

Repetibilidad: Es el grado de ajuste de un número consecutivo de mediciones del UM, para el mismo caudal de referencia y en las mismas condiciones operativas. La repetibilidad se deberá corresponder con un 95% del intervalo de confianza basado en una supuesta distribución normal

Resolución: Es el error asociado con la posibilidad del UM para efectuar el cálculo con la mínima señal discernible.

Intervalo de muestreo de velocidad:

Es el tiempo entre dos mediciones de velocidad sucesivas realizadas por todo el conjunto de transductores. Un valor típico oscila entre 0.05 seg y 0.5 seg, dependiendo del tamaño del UM

Lectura de flujo cero: Es la máxima lectura del UM permisible cuando el medidor está en condiciones de caudal nulo.

Para todos los tamaños de medidores se aplican los siguientes requisitos

52

Repetibilidad: ± 0.2 % para qt ≤ qi ≤ qmax

± 0.4 % para qmin ≤ qi ≤ qmax

Resolución: 0.001 m/seg

Intervalo de velocidad de muestreo:

≤ 1 segundo.

Error máximo pico a pico:

0.7 % para qt ≤ qi ≤ qmax

Lectura de flujo cero: < 12 mm/seg para cada camino acústico

La norma hace referencia al error máximo en UM clasificados como de gran capacidad, que abarca los diámetros a partir de 12”, inclusive, y los de baja capacidad, que son los menores de 12”

Para cada grupo se determina un error máximo, y son los valores que se indican:

UM de baja capacidad "12<Φ Error máximo: ± 1.0 % para qt ≤ qi ≤ qmax

± 1.4 % para qmin ≤ qi < qt

UM de gran capacidad "12≥Φ Error máximo ± 0.7 % para qt ≤ qi ≤ qmax

± 1.4 % para qmin ≤ qi < qt

La norma establece con claridad explícita que tanto los UM calibrados como los no calibrados deben cumplir con los límites de error indicados.

Para aclarar los conceptos, la figura que sigue ilustra las condiciones de aplicabilidad de las incertidumbres citadas.

Flow Rate (qi)

-1.6-1.4-1.2-1.0-0.8-0.6-0.4-0.2-0.00.20.40.60.81.01.21.41.6

Per

cent

Erro

r

qmin qmaxqt

Repeatability ±0.2% (qi ≥ qt)

Large meter error limit +0.7%

Large meter error limit -0.7%

Small meter error limit +1.0%

Small meter error limit -1.0%

Expanded error limit +1.4% (qi < qt)

Expanded error limit -1.4% (qi < qt)

Repeatability ±0.4% (qi < qt)

Zero flow reading <0.04 ft/sec (for each path)

Maximum peak-to-peak error 0.7% (qi ≥ qt)

qt ≤ 0.1qmax

53

7- INSPECCIONES Y CALIBRACIÓN EN FÁBRICA

En la Parte 6, la norma indica los ensayos a los que se debe someter cada UM, previo a su despacho al cliente.

Obviamente, los ensayos elementales son los de verificación de fugas o pérdidas de gas y los dimensionales. Todas las determinaciones dimensionales se deben realizar con instrumentos certificados, con trazabilidad a laboratorios nacionales.

Para el caso de UM de rebote de haz, la norma admite la posibilidad para determinar la distancia entre transductores mediante un cálculo trigonométrico.

Una parte importante en la fabricación de los UM es la denominada “calibración en seco“, o verificación de flujo cero, y que consiste en cerrar al medidor con bridas ciegas, conectando un manómetro y un termómetro

Mediante una bomba se la hace vacío y posteriormente se lo llena con nitrógeno de elevada pureza (99.99 %, o mejor).Para evitar inestabilidades se programa la unidad para un mínimo de velocidad de muestreo, y posteriormente se realizan mediciones de velocidad de sonido por cada camino del UM.

Mediante un programa de cálculo externo, considerado como patrón, se determina la velocidad del sonido en el medio, en este caso nitrógeno, para las condiciones de presión y temperatura del UM. Se comparan los resultados y se efectúan las correcciones que correspondan en la distancia L, entre las caras de los transductores .

El programa de PC que permite calcular velocidad de sonido, se basa en las propiedades termodinámicas de los gases, y a los fines prácticos se lo puede considerar como una aplicación particular del AGA 8.

Pantalla del programa de cálculo según AGA8

54

En la figura siguiente se muestra una pantalla que refleja el proceso de calibración en seco con las variables ya estabilizadas. Para ello debe aislarse el medidor de modo que la temperatura se estabilice.

55

Pantalla de calibración en seco

Para el caso de que las partes soliciten un contraste en laboratorio externo, este ensayo se deberá realizar, como mínimo en los siguientes puntos:

qmín ; 0.10qmáx ; 0.25qmáx ; 0.40qmáx ; 0.70qmáx ; y qmáx .

El informe final del ensayo deberá incluir una serie de informaciones explicitadas en la parte 6.4.2, y que reúne la totalidad de datos inherentes a la calidad del servicio.

Para los aspectos constructivos, el fabricante deberá proporcionar certificados de todos los ensayos y pruebas exigibles por las partes o los reglamentos y normas de construcción.

No obstante ello, dependiendo del diámetro, las condiciones operativas y de instalación, es posible verificar los medidores ultrasónicos en laboratorios de calibración, de experiencia reconocida y de alcance nacional, es decir con el soporte o aval de los gobiernos de sus respectivos países.

El método clásico de contraste consiste en hacer circular una corriente de gas a través del medidor y luego, aguas abajo, por una tobera sónica, que son dispositivos de caudal fijo. Se determinan y comparan resultados. Se tienen varias toberas, de diferentes diámetros, y se puede tener una curva representativa del comportamiento de la unidad. Este ensayo se hace en condiciones de operación, es decir con un gas de composición similar y presión y temperatura de operación. Una incertidumbre típica del método, informada por un laboratorio de USA, es de ±0.2% .

56

8. REQUISITOS DE LA INSTALACIÓN.

El siguiente es un resumen de los principales requisitos que debe cumplir la instalación

Condiciones de Instalación

•Tramo recto aguas arriba:…….…10D

• Tramo recto aguas abajo:…..… 5D

• Acondicionador de flujo:… opcional

• Evitar tes aguas arriba

• Calibración con flujo:…….. opcional

• Evitar válvulas de control con diferencial >14 bar

Condiciones de la Cañería

• Diámetro aguas arriba:… ±1.0% (AGA 9)

• Terminación superficial:…… Poco importante

• Alineación:………………..... recomendada

• Termovainas: …………….… 2-5 D (3-5 para bi-direccional)

Aislación catódica:………..…recomendada

Limitaciones Operacionales Típicas

• Presión del gas: …………..1 a 700 barg

• CO2 : ……………….….…..menos de 20%

• Temperatura ambiente:…. - 40 a +80 oC

• Nivel de H2S: depende del transductor

• Velocidad: …………………hasta 30 m/s

9- MEDIDORES DE INSERCION

Existe la posibilidad de aplicación del método UM en casos en donde no hay posibilidad real de interrumpir el suministro.

En estos casos se pueden utilizar los denominados “ultrasónicos de inserción“, que consisten básicamente en un par de transductores que se montan sobre la cañería mediante el método de hot-tap, luego se miden las geometrías que intervienen en el cálculo y finalmente se calcula el volumen con el algoritmo ya explicado.

Para evitar la suciedad que puede aparecer en la parte inferior del caño, los transductores se montan apartados de la vertical, normalmente 15°.

Se ilustra en la figura el esquema básico para estos medidores.

~15°

Desde el punto de vista de la instalación, el procedimiento es como sigue:

• se elige el lugar de instalación, con las longitudes rectas mínimas informadas por proveedor;

• se realizan las mediciones de diámetros y espesores de cañería para determinar el diámetro interior mediante un procedimiento normalizado.

• se sueldan sobre la cañería los accesorios de montaje, que pueden incluir una válvula de paso total de un diámetro de 2” ó de 3”.

• se introduce una mecha para perforar el caño bajo presión, se realiza el orificio de diámetro acorde a las especificaciones.

• se montan los transductores; como poseen un mecanismo de accionamiento hidráulico, se los puede ajustar hasta que alcancen la superficie interna del caño, o según las recomendaciones del proveedor.

Para el caso de un pasaje de scrapper, se puede levantar los transductores para luego volverlos a su posición original.El sentido de circulación de gas es de izquierda a derecha.Se puede observar el dispositivo de inserción para la medición de temperatura.

Vista de un medidor

ultrasónico de φ 6”, para servicio fiscal, en el área de

Río Gallegos.

Se pueden apreciar sobre la derecha de la envolvente de la parte electrónica, las conexiones a los transductores ultrasónicos, el transmisor de presión asociado y la salida a la RTU.

Las bandas sobre la cañería indican las franjas que se descubrieron para la medición de diámetro, mediante una cinta métrica PI, y para la determinación de espesores por ultrasonido.

57

Se aprecian las válvulas de bloqueo de 2” de paso total y los mecanismos hidráulicos de accionamiento.

10. DIAGNÓSTICOS

Los indicadores básicos de diagnóstico con que cuenta un medidor ultrasónico son:

• Ganancia

• Calidad de la señal

• Relación señal/ruido

• Perfil de velocidades

• Velocidad del sonido

• Diagnósticos Avanzados

Ganancia

Debe haber ganancia suficiente para soportar la contaminación, lo que se resuelve mediante el control automático de ganancia.

La ganancia varía ligeramente con el caudal y la presión. La incidencia en la exactitud no es importante hasta que el transductor sale de servicio

El registro de tendencia permite generalmente identificar problemas de transductores con tiempo suficiente. La figura siguiente muestra el registro de Ganancias por camino en un medidor con problemas.

58

59

En la figura se muestra un ejemplo de Perfil de Velocidades normal.

• Calidad de la señal

Es el nivel de aceptación de pulsos para cada camino. No es necesario el 100% de aceptación y menos de 100% de calidad de señal no implica necesariamente aumento de incertidumbre, hasta que un transductor es puesto fuera de servicio, pero alerta de posible deterioro.

Los pulsos son rechazados cuando no cumplen con los criterios, generalmente el 100% es aceptado a velocidades bajas. Sin embargo la performance del medidor no es significativamente afectada cuando un transductor queda inactivo.

• Relación señal/ruido

El nuevo Standard ISO 17089 establece las responsabilidades del fabricante con la obligación de medir la característica de ruido de sus válvulas y da un procedimiento para ello.

Presenta un modelo de cálculo para predecir el comportamiento del medidor en operación, da guías de diseño para calcular la atenuación de ruido en el tramo del medidor y establece el requerimiento de que el fabricante determine la relación crítica señal / ruido para su medidor.

El ruido de fondo se mide entre pulso y pulso. Todos los fabricantes proveen relación señal-ruido (SNR)

Algunos medidores pueden manejar, mediante software niveles significativos de ruido causado por válvulas de control.

Otra manera de atenuar el ruido consiste en unfiltro mecánico como el que muestra la figura.

Nótese que el filtro y el medidor deben estar ubicados aguas arriba de la válvula.

• Perfil de velocidades

Es la relación de velocidades entre los distintos caminos. Cada fabricante tiene diferente diseño de caminos y el análisis de perfil varía para cada diseño.

Permite diagnosticar problemas con el acondicionador u otras obstrucciones.

Las variaciones en las velocidades relativas son índice de exactitud reducida.

Chequeos periódicos del perfil permiten validar la operación del medidor.

60

La relación de velocidades debe permanecer aproximadamente constante para cualquier condición de flujo. De no ser así se evidencia una perturbación en el perfil normal, o error

Velocidad del sonido

Se mide n cada camino y se compara con la velocidad que corresponde a la composición del gas segùn AGA 8.

Cálculo de Velocidad del Sonido según AGA 8

Profile Factor = (B + C)/(A + D)=1.187

por acumulación de suciedad en algún transductor lo que producirá error en el caudal calculado.

•

i dependientemente para

61

iagnósticos Avanzados “Turbulencia”

e las variaciones en el tiempo de la velocidad leída por cada camino. Se computa en la electrónica del medidor por el tiempo de tránsito promedio y la

ulencia con acondicionador bloqueado.

D

Es una medida d

desviación estándar para cada camino. Aumenta con caudales no estables.No varía significativamente entre 1 y 25 m/s. Detecta problemas tales como bloqueo en acondicionador y depósitos en la cañería. La turbulencia típica en pasos paralelos es 1-2% para los caminos B y C y 2-4% para A y D.

La figura es un ejemplo de Diagnóstico de Turb

5.5 Otros Métodos De Medición 5.5.1 GENERADOR DE VÓRTICES

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO

Los medidores de caudal por generación de vórtices están basados en el efecto. Karman. Cuando un fluido pasa alrededor de un cuerpo romo se separa generando pequeños remolinos o vórtices alternativamente a cada lado y corriente abajo del mismo .

Estos vórtices causa áreas de presión fluctuante que pueden ser detectadas mediante un sensor adecuado. La frecuencia de generación de los vórtices es directamente proporcional a a la velocidad del fluido.

Para un medidor en particular hay una relación constante entre la frecuencia y la velocidad del fluido representada por un factor K tal que:

KvorticesdeFrecuenciaFluidodelVelocidad ⋅⋅=⋅⋅

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El valor del factor K varía con el No de Reynolds, pero es virtualmente constante para un amplio rango de valores entre los cuales la relación entre caudal y frecuencia es lineal.

En el instrumento ilustrado, las fuerzas alternadas de los vórtices producen pequeños movimientos en la sección flexible del sensor que contiene un elemento piezoeléctrico el cual transmite la señal de frecuencia a la electrónica en el cabezal del aparato. Esta señal es entonces convertida en una salida proporcional al caudal volumétrico.

CARACTERÍSTICAS METROLÓGICAS

Valores típicos para este tipo de medidores son los siguientes:

Exactitud:

Incluyendo linealidad, histéresis y repetibilidad, para No. de Reynolds ≥ 15.000

Salida digital o de pulsos: ± 1.35% del caudal medido.

Salida analógica: ± 1.35% del caudal medido + 0.025% del alcance.

Para No de Reynolds entre 15.000 y 10.000, la incertidumbre se incrementa hasta

± 2.5% del valor medido

Repetibilidad: ± 0.2% del caudal medido.

Estabilidad: ± 0.1% del caudal medido durante un año.

Efecto de la temperatura del fluido: Decremento del factor K en 0.3% para un

incremento de 100oF sobre la temperatura de calibración.

Requerimientos del fluido: El flujo debe ser homogéneo y monofásico.

5.5.2 MEDIDOR DE CAUDAL MÁSICO

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO

Los medidores másicos de caudal están basados en la generación de fuerzas de Coriolis. Estas fuerzas se generan cuando se superpone un movimiento de traslación rectilíneo con uno rotacional y su expresión es:

Fc=2. m.V.ω donde: m = masa en movimiento

ω = velocidad angular

v = velocidad radial

En los medidores de efecto Coriolis se emplea un movimiento oscilatorio en lugar de uno de rotación. Un tubo en U por el que circula el fluido es puesto en oscilación en mediante una bobina excitadota que lo mantiene vibrando en su frecuencia natural de oscilación, generalmente alrededor de 80 Hz.

Cuando hay flujo a través del tubo, la masa circulante produce una fuerza de Coriolis que desacelera la oscilación en la entrada y la acelera en la salida. Por lo tanto se produce un efecto de bamboleo del tubo que se traduce en una diferencia de fase en el movimiento oscilatorio entre el sector de entrada y el de salida

Esta diferencia de fase, que es registrada por sendos detectores, es proporcional a

la fuerza de Coriolis, que es a la vez proporcional al caudal másico Qm= K ( m . V) El principio de funcionamiento es independiente de la presión, temperatura, viscosidad o perfil de velocidades del flujo, lo que representa una apreciable ventaja sobre los demás sistemas de medición. Generalmente, en lugar de uno, se emplean dos tubos en paralelo vibrando en contrafase.

63

De este modo, además de duplicarse la amplitud de la señal, se consigue compensar la influencia que cualquier vibración externa pudiera tener sobre cada uno de los tubos.

La amplitud de la señal obtenida es proporcional a la velocidad y a la masa por unidad de volumen involucrada. Por este motivo se miden mejor flujos de alta velocidad y de alta densidad. Esto ha hecho que sus primeras aplicaciones fueran en medición de líquidos.

A medida que se fue perfeccionando la electrónica para medir pequeños intervalos de tiempo, se hizo posible su aplicación a la medición de gases, especialmente en condiciones de alta presión, como es el caso de GNC (gas natural comprimido) a presiones de 200 barg.

Otro recurso para obtener una buena medición es aumentar la velocidad reduciendo es diámetro de los tubos. Esta reducción queda limitada por la pérdida de carga que sea tolerable.

La frecuencia de oscilación de los tubos es función de su constante elástica y de la masa en vibración, proporcional a la densidad del fluido. Por lo tanto el mismo medidor puede utilizarse para determinar densidad, lo que es aplicable a la discriminación de emulsiones, por ejemplo de agua y petróleo. En la medición de gas, la determinación de densidad más la medición de temperatura mediante una RTD permite el cálculo por software del caudal como volumen a condiciones base.

CARACTRÍSTICAS METROLÓGICAS Exactitud: ± 1% del valor medido ± 0.5 x (Estabilidad de cero)

Repetibilidad: ± 0.5 % del valor medido ± 0.5 x (Estabilidad de cero)

Estabilidad de cero: 0.0001 x (Caudal máximo medible)

Caudal máximo medible para gas: L

GL.maxG.max QQ ρ

ρ×=

Siendo: Qmax.L: Caudal máximo especificado para el líquido de referencia

ρG : Densidad del gas a condiciones de flujo

ρL: Densidad del líquido de referencia

Rangeability: 20 a 1

64

En la siguiente figura se muestran valores típicos de error, caída de presión y relación de caudales medibles en función del caudal medido.

5.5.3 V-CONE

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO

Con la marca V-CONE se ha patentado un dispositivo basado en el mismo principio que la placa de orificio donde el elemento deprimógeno está constituido por un cono ubicado centralmente en el tubo de medición con su cúspide enfrentando la corriente, tal como se muestra en la figura:

65

La toma de presión de P1 se sitúa en la zona de alta presión producida por la presencia del cono inmediatamente antes de su cúspide. La toma de baja, P2 está ubicada en el centro de la base del cono, en el área de succión del mismo.

La cualidad básica del V-Cone es que actúa como acondicionador de flujo, aplanando el perfil de velocidades. El hecho de que el área de pasaje sea anular hace también al medidor menos sensible a las irregularidades del flujo. Por este motivo, los tramos rectos requeridos son mínimos, no más de tres diámetros.

Es también menos afectado que la placa de orificio a bajos números de Reynolds, pudiéndose medir a partir de Re≥ 8.000.

Debido a la menor incertidumbre en el coeficiente de descarga, su relación de caudales medibles se puede extender hasta 10 a 1.

Ventajas adicionales respecto a la placa tradicional son el área libre de pasaje para líquidos y sólidos y, básicamente, su costo sensiblemente menor especialmente en grandes diámetros.

ALGORITMO DE CÁLCULO

El área de pasaje es entonces anular y el valor de β en función de los diámetros del cono (d) y del tubo (D) será:

2

Dd

21 −=β

y la expresión del caudal a condiciones de flujo:

γ

ΔPf YkQ ⋅=

donde: Y: Factor de expansión para gas

k: Constante del medidor que depende del β y del coeficiente resultante de la calibración del medidor

f1

Dc4 CG2k

4

22

β

βπ

−=

donde: Gc: Constante de conversión (m/s2)

Cf: Coeficiente de calibración del medidor

El caudal así obtenido deberá corregirse para obtenerlo a condiciones base.

bfb

bbf

ZTPZTP

fb QQ =

CARACTRÍSTICAS METROLÓGICAS Exactitud: ±1% del coeficiente de flujo.

Repetibilidad: ±0.1%.

No de Reynolds mínimo requerido: 8.000

Rangeability: 10 a 1

66

5.5.4 PITOT PROMEDIANTE PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO

El tubo de Pitot promediante ( Annubar) es un elemento primario productor de diferencia de presión. Está diseñado para medir el perfil completo de velocidades de flujo en un plano que contiene al eje de la cañería.

La presión diferencial, de acuerdo al teorema de Bernoulli es proporcional al cuadrado de la velocidad del flujo.

La parte de alta presión de la diferencial es producida por el impacto del fluido sobre el frente del sensor. Varios orificios ubicados en ese frente registran el impacto del perfil de velocidades. De este modo se obtiene un promedio de dichas velocidades en la cámara de alta presión del sensor.

Después que el flujo se ha separado alrededor del sensor, se produce una zona estable de baja presión aguas abajo, inferior a la presión estática del caño. Esta presión es sensada y promediada por los múltiples orificios de la cámara de baja, como se muestra en la figura siguiente.

La estabilidad de esa zona asegura la exactitud independientemente de la velocidad del flujo y del número de Reynolds.

La cantidad de orificios varía desde 4 hasta 8 más según el diámetro de la cañería y su ubicación está calculada para obtener el promedio de las lecturas de acuerdo al criterio de Chebyshev.

Como se muestra en la figura siguiente, la posibilidad de taponamiento de los orificios por polvo en suspensión se minimiza por la presencia de una zona de alta presión que se forma en su frente y desvía las partículas alrededor del sensor

67

No obstante, en caso de fluidos sucios, es conveniente la instalación que permita su extracción para limpieza periódica.

En la siguiente figura se muestra la inserción del tubo en la cañería para el caso de conexión roscada.

También se proveen tubos con conexión bridada y con dispositivo de extracción bajo presión.

ALGORITMO DE CÁLCULO

Está garantizado por el fabricante, y como ejemplo, se detalla el de Annubar:

Ecuaciones para el cálculo de presión diferencial en gases en función del caudal:

Gas (caudal a condicines base)

Gas (caudal a condiciones de flujo)

Donde

hw = presión diferencial, pulgadas de agua @ 68 °F

K = coeficiente de flujo

D = diámetro interno del caño en pulgadas

ACFH=Actual cubic feet per hour

SCFH=Caudal Corregido en piés cúbicos/(@ 14.73 psia & 60 °F)

68

69

ρf: Densidad a condición de flujo, lbm/ft3:

ρf=Pf/14.73 x 520/Tf x 0.076487 G

Siendo: 0.076487 lbm/ft3 = Densidad del aire @ 14.73 psia y 60 °F.

G = Densidad específica del gas (peso molecular del aire = 28.9644)

Tf =Temperatura en grados Rankin (°R = °F + 460)

Pf =Presión de operación, psia

El coeficiente K varía según el modelo de sensor y el diámetro interno de la cañería y oscila entre 0.59 y 0.63 aproximadamente.

CARACTRÍSTICAS METROLÓGICAS Exactitud: ±1% del coeficiente de flujo.

Repetibilidad: ±0.1%.

No de Reynolds mínimo requerido: Varía según los modelos, desde 2.000 para Φ=1” hasta 25.000 para Φ=36”

5.5.5 NUEVOS MODELOS DE PLACAS DE ORIFICIO

Recientemente se han desarrollado nuevos modelos de pacas de orificio en la que el orificio concéntrico central es reemplazado por distintas configuraciones.

Ejemplos de ello son la placa de orificio ranurada y la placa gruesa de orificios múltiples que se ilustran más abajo.

Los algoritmos de cálculo que se aplican son similares a los definidos en el AGA Report No 7 con coeficientes determinados según ensayos de los fabricantes.

El argumento para su aplicación es que se reduce considerablemente la incertidumbre inherente a la placa tradicional. Además se disminuiría drásticamente el requerimiento de tramos rectos y acondicinadores de flujo por ser estas placas mucho menos sensibles a la asimetría del perfil de velocidades del gas.

Debe hacerse notar que estos elementos deprimógenos están en estado de desarrollo experimental y su homologación por entidades reconocidas no debe esperarse para el futuro inmediato.

Sin embargo, de confirmarse los resultados publicados, podrían dar nueva vida al tradicional método de medición de caudales basado en la medición de diferencia de presión a través de órganos deprimógenos.

5.5.6 RECOLECCIÓN REMOTA DE DATOS DE MEDICIÓN

Para la recolección remota de datos de medición hay dos sistemas de transmisión de datos: SCADA y lectura automática de medidores A.M.R

• SCADA

SCADA – Supervisory Control and Data Aquisition– es un sistema de comunicación continua bidireccional de operación en tiempo real.

Su aplicación específica es en la supervisión y control remoto de sistemas complejos: plantas compresoras y de tratamiento, gasoductos, oleoductos y baterías.

Para estas aplicaciones se necesita comunicación en tiempo real, por lo que requiere continuidad de la comunicación. Para ello es necesario mantener un sistema dedicado de comunicación radial, microondas, satelital o una combinación de ellos.

Su aplicación a la recolección remota de datos de medición se concentra en los puntos principales de medición de los cuales se requiere información instantánea. En general son unas pocas decenas: ingresos al gasoducto o red de distribución y derivaciones principales como city gates y grandes consumos, p.ej.: centrales termoeléctricas.

Requiere atención de un operador para supervisión y comando. Imprescindible para control remoto.

70

71

• A.M.R

A.M.R – Automatic Meter Reading– Es un sistema de comunicación periódica.

La comunicación está programada para iniciarse desde las remotas a períodos preestablecidos. Alternativamente puede iniciarse la comunicación desde la central cuando se requiera un dato en tiempo real. Reporta según períodos programables o, por excepción, en tiempo real, cuando se producen situaciones de alarma

Su aplicación: Recolección y almacenamiento de datos de gran número de instalaciones simples, generalmente varios centenares: Estaciones de medición (AMR), estaciones reductoras, monitoreo de presiones en redes, monitoreo de protección catódica, informe instantáneo de condiciones de alarma. Tiene muy limitada capacidad de control.

La comunicación es telefónica, usualmente celular. El reporte y almacenamiento de datos es automático, no requiere operador permanente. Es tolerante a interrupciones de comunicación: el almacenamiento de datos está en las estaciones remotas y se recuperan cuando se reestablece la comunicación. Para su uso específico tiene un bajo costo de instalación y mantenimiento comparado con un SCADA.

CALIDAD DE GAS

GENERALIDADES En la actualidad, en la mayoría de los países del mundo, la producción, el transporte y la distribución de gas natural utiliza unidades de energía para cuantificar dichas actividades. Entre ellas podemos resaltar la facturación y la determinación del “gas no contabilizado”. Por otra parte, es primordial mantener un nivel de seguridad en todas las operaciones de esta industria (instalaciones y personal), incluso los clientes finales de la cadena. Estas dos premisas, entre otras, han llevado a fijar normas y especificaciones respecto de la calidad de los gases naturales y de ello nos ocuparemos de aquí en más. ¿Qué es el gas natural? Es una mezcla de hidrocarburos en estado gaseoso a las condiciones de presión y temperatura de transporte y distribución, con bajos contenidos de inertes y contaminantes. ¿Cómo se determinan sus propiedades físico-químicas? Normalmente se calculan a partir de la composición química y una base de datos tomada de normas internacionales y aceptadas por las partes. ¿Cómo se determina la composición química? Es universal el uso de la técnica de “cromatografía en fase gaseosa” para cuantificar los hidrocarburos e inertes; ensayos físicos para la determinación del contenido de vapor de agua y técnicas especiales para contaminantes (SH2, S orgánico, Hg, etc.). ¿Que bases de datos se usan? La tabla de valores para componentes puros de la norma ISO 6976, es de uso generalizado, aceptada por IRAM. En ella se dan los poderes caloríficos, densidades, etc de los compuestos puros y la forma de calcular dichas propiedades.

¿Cuáles son las normas de aplicación? • ANÀLISIS DE GAS NATURAL: ASTM D 1945; GPA 2261; ISO 6974

PARTE 1-5 • ANÁLISIS EXTENDIDO: ISO 6975; GPA 2286

• CALCULO DE PROPIEDADES

API 14.5: Calculation of Gross Heating Value, Specific Gravity and Compressibility of Natural Gas Mixtures from Compositional Analysis. ASTM D 3588; GPA 2172; ISO 6976; IRAM-IAPG A-6854

• CONSTANTES FISICAS: GPA 2145

• MUESTREO: API Chapter 14: Natural Gas Fluids Measurement. Section 1: Collecting and Handling of Natural Gas Samples for Custody Transfer.

IRAM-IAPG A 6858; ISO 1075

• PUNTO DE ROCIO DE AGUA; ASTM D 1746

CALIDAD DE GAS La necesidad de que los artefactos y equipos que utilizan gas natural para su operación funcionen correctamente y preservar las instalaciones involucradas en la producción, el transporte y la distribución de problemas corrosivos, han llevado a los

gobiernos, sociedades de productores, de transportistas, de distribuidores y de consumidores a fijar especificaciones de calidad para este fluido. Por ello, en general, se especifican los contenidos máximos de vapor de agua, de inertes, de CO2, de SH2, de S orgánico, de sustancias sólidas, de líquidos y la banda de poderes caloríficos y/o índice de Wobbe. En algunos casos particulares se especifican también los contenidos máximos de Hg y de O2. Por ejemplo, las especificaciones que el “Ente Nacional Regulador del Gas” ha establecido y que son de cumplimiento obligatorio para Transportistas y Distribuidores, como también por extensión para los Productores en la República Argentina.- Contenido máximo de: Dióxido de Carbono 2 % molar (*) Agua (H2O) 65 mg/sm3 Total de Inertes (CO2 + N2) 4 % molar (**) Sulfuro de Hidrógeno (SH2) 3 mg/ sm3 Azufre entero 15 mg/sm3 Hidrocarburos condensables (HC) -4°C @5500kPa Abs. Oxígeno (O2) 0,2 % molar Partículas sólidas 22.5 kg/ MM sm3 (tamaño =<5μm) Partículas líquidas 100 l/MM sm3 Poder Calorífico Superior (kcal/sm3) Mín. 8500 kcal/sm3.- Máx. 10200 Temperatura máx. 50°C Índice de Wobbe (kcal/sm3) Mín. 11300kcal/sm3.- Máx. 12470 Otras consideraciones: Libre de arenas, polvos, gomas; aceites, glicoles

y otras impurezas indeseables. -sm3: metro cúbico o metro cúbico estándar (para el caso argentino es a 15°C y 1 atm) (*) puede ser superado con acuerdo de la Transportista hasta 2,5% molar (**) idem hasta 4,5%

Del estudio de las mismas puede decirse que: - El contenido de agua está fijado para prevenir la formación de hidratos que puedan

provocar taponamientos en líneas de transporte y distribución. También para que ante la presencia de gases corrosivos, este efecto se minimice.-

- Los contenidos límites de inertes y de CO2, están referidos a limitar el transporte de volúmenes que no producen energía y a los efectos corrosivos del CO2 en presencia de H2O.-

- El SH2 es limitado por su corrosividad y por la formación de SO3 en la combustión, que la hacen no “higiénica”, utilizando una expresión francesa.-

- El azufre entero u orgánico tiene que ver con lo último expresado para el SH2.- - El punto de rocío de hidrocarburos es fijado de forma tal que no se produzcan

condensaciones de los mismos durante las operaciones de transporte y distribución, para evitar purgas y disminución de la capacidad de transporte.-

- Por último, al establecer límites a los contenidos de polvos, líquidos y otras sustancias extrañas, se está previniendo erosiones, taponamientos, etc.-

- Al fijar una zona de índices de Wobbe y Poderes caloríficos, se está fijando el ámbito de un funcionamiento aceptable para los artefactos.

ANALISIS Y ENSAYOS Para cumplimentar las especificaciones de calidad arriba expresadas, se utilizan técnicas analíticas y ensayos físicos normalizados según normas ISO, ASTM, GPA, IRAM, etc. antes enumeradas, impuestos por las autoridades regulatorias o acordados por las partes.

Como cada fabricante de cromatógrafos usa configuraciones distintas, en la Argentina se ha elaborado una Práctica Recomendada que esta en trámite de aprobación por IRAM-IAPG y utiliza algunas indicaciones de las normas anteriores pero se adapta más a la realidad.

COMPOSICION QUIMICA Para determinar la composición química de los gases naturales, se utiliza casi con exclusividad la técnica de “cromatografía en fase gaseosa”.- Ésta permite determinar el contenido de inertes e hidrocarburos en el orden de 0.001% a 100% mol, suficiente para utilizar sus resultados para el cálculo de las propiedades de uso corriente en la industria del gas.- El cromatógrafo, con su secuencia de inyección de muestras, columnas de separación y detectores, más los elementos auxiliares como reguladores de caudal, gases de transporte (carrier), gases patrones para calibración y los elementos para procesar la información, puede ser de laboratorio o de funcionamiento “on line”. Los de laboratorio se usan para determinaciones de alta precisión y requieren tiempos de procesamiento relativamente largos. Los cromatógrafos on line realizan los análisis en menos de 4 minutos y están conectados a las RTU junto con los medidores de caudal para tener toda la medición en tiempo real. Los modelos más modernos son capaces de calcular punto de rocío de hidrocarburos, poder calorífico y contenido de H2S y CO2.

CONTENIDO DE VAPOR DE AGUA La presencia de vapor de agua en cantidades que, bajo condiciones de presión y temperatura de operación pueda condensar, es uno de los problemas que acechan a transportistas, distribuidores y operadores de plantas de acondicionamiento y recuperación de gas natural.- Los llamados “hidratos”, producen taponamientos de las líneas con los riesgos que ello encierra. A fin de evitar la formación de hidratos se debe mantener la temperatura del punto de rocío del gas en valores seguros por debajo de las temperaturas esperadas por expansión en las válvulas de regulación. El aparato patrón para la determinación manual del punto de rocío es el del Bureau of Mines que se muestra en la figura: Consiste básicamente en una cámara de observación en la que se hace ingresar la muestra de gas a presión de línea. La cámara posee un espejo que se enfría mediante un refrigerante hasta que se empañe. En ese momento se lee la temperatura que corresponderá al punto de rocío. Aparatos automáticos basados en un principio similar tienen una cámara de niebla refrigerada cuya temperatura es controlada por una resistencia calefactora comandada por una fotocelda que s se encarga de mantenerla en el punto de equilibrio. De este modo se consigue un registro on-line del punto de rocío. El registro continuo del contenido de vapor de agua también se puede obtener mediante higrómetros que detectan la capacitancia de un sensor basado en película delgada de óxido de aluminio.

Ambas mediciones, ya sea la de punto de rocío o la de contenido de vapor, son suplementarias ya que determinada una de ellas puede calcularse la otra conociendo la presión del gas.

CONTENIDO DE SH2 Y S ORGÁNICO El SH2 es uno de los contaminantes más comunes y que mayores dolores de cabeza trae a los involucrados en la industria del gas. Atento a los graves problemas que es capaz de producir en conjunto con el agua y el dióxido de carbono, es muy limitada la concentración permitida en los gases transportados y distribuidos. Los analizadores continuos de SH2 usan una combinación de separación cromatográfica con espectrografía ultravioleta. También puede determinarse con métodos electroquímicos o colorimétricos. CÁLCULO DE PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS El Poder Calorífico, las Densidades Absolutas y Relativas, el índice Wobbe y el Punto de Rocío de Hidrocarburos, son calculados a partir de la composición química y las condiciones de presión y temperatura que se especifiquen. PODER CALORÍFICO Se define como la cantidad de calor por unidad de volumen a condiciones base que entrega la combustión completa del gas. Se debe distinguir el Pc superior, cuando se computa el calor de condensación del agua producida y el inferior, que no lo tiene en cuenta. Es determinante del precio del gas, dado que su aplicación principal es el uso como combustible. Se lo suele medir como BTU/SCF o como Kcal/Nm3. Hasta hace algunos años se lo determinaba mediante calorímetros continuos que operaban quemando un caudal controlado de gas y absorbiendo el calor resultante en una corriente de aire también controlada cuya temperatura es representativa dela energía producida. Uno de los equipos más utilizados hasta fin de siglo era el calorímetro continuo Cutler Hammer. Este instrumento debía ser ubicado en un recinto con aire acondicionado (+/- 1°C), y graficaba el poder calorífico en base húmeda (o por corrección en base seca) en forma continua con una incertidumbre de +/- 0,5%.- El progreso de la cromatografía ha hecho que actualmente se prefiera su cálculo basado en la composición del gas, según la ley de Hess de la sumatoria de calores.

ÍNDICE DE WOBBE Se define como la relación entre el poder calorífico y la raíz cuadrada de la densidad

relativa del gas. G

PcW =

Siendo la densidad relativa una cantidad adimensional, las unidades en que se expresa el índice de Wobbe son las mismas que las del poder calorífico, p.ej.: Kcal/Nm3 La utilidad del índice de Wobbe deriva de que el aporte de calor de los quemadores se regula mediante la presión de gas aplicada. El caudal de gas a través de un orificio, corregido a condiciones base, se puede expresar como:

Donde K incluye las características geométricas y otros parámetros como T y Z aproximadamente constantes.

G

pb Kq Δ=

Siendo que el quemador descarga a presión atmosférica, ΔP es entonces igual a la presión manométrica, con lo que:

GP

b kq = Si llamamos al aporte calórico Qc

WPkPkPQQ cGP

cbc ⋅⋅==⋅=

De lo que se deduce que si se queman distintos gases con un mismo índice de Wobbe, el aporte calórico no variará para una misma presión.

El índice de Wobbe es utilizado para conocer si un gas es intercambiable con otro u otros. Los gases cuyos índices de Wobbe resulten similares serian intercambiables.

La experiencia ha demostrado sin embargo que el uso solamente de este índice puede llevar a cometer errores. Por ello es recomendable utilizar otros métodos, por ejemplo el de Delbourg.

Este utiliza el índice de Wobbe y otros como el "potencial de combustión", que es función de la composición del gas, además de gráficos para artefactos tipo.

DENSIDAD RELATIVA La densidad puede ser absoluta o relativa. La primera se expresa por ejemplo como

peso específico en gr/Nm3. En la industria del gas es usual emplear la densidad relativa al aire como cociente entre la anterior y la densidad del aire en iguales condiciones.

Actualmente se determina también por cromatografía. Los equipos anteriormente utilizados con mayor amplitud fueron, por ejemplo, el RANAREX Y ARCCO ANNUBIS. El primero de ellos se basaba en la diferencia de "arrastre" de dos turbinas acopladas y girando en sentido contrario, una en aire y la otra en el fluido motivo de la determinación. En el caso del Arcco Annubis, consistía en una balanza de precisión formada por dos campanas neumáticas en sello de aceite que recibían el empuje de dos columnas gaseosas. Una de ellas se alimentaba mediante una pequeña corriente del gas a medir y la otra contenía aire seco. Ambas columnas descargaban a la atmósfera y se medía la diferencia de peso entre los dos sistemas (aire-gas) .Tanto la determinación del poder calorífico como de la densidad, se realiza actualmente por cálculo a partir de la composición química y tablas de base de datos como la ISO 6976, GPA 1945, etc. Hace años, la determinación de la composición química tenía como inconvenientes la incertidumbre de su cuantificación y la no continuidad del sistema.- Actualmente, con los cromatógrafos "on line", gases patrones que aseguran concentraciones de ppm y la estabilidad y confianza de dichos analizadores, es casi único el método de cálculo para estas dos variables de tanta importancia en la medición de volúmenes y determinación de la calidad de los gases naturales.-

CROMATOGRAFÍA EN FASE GASEOSA

La principal característica de esta técnica analítica, es el de separar los distintos componentes de una mezcla (en fase gaseosa), en una columna rellena con una fase líquida sobre soporte inerte o por una fase sólida activa aprovechando las distintas velocidades de absorción o adsorción y desorción de dichos componentes.

Para ello, se deberá seleccionar la fase líquida o sólida, el largo, el diámetro y el n° de las columnas, la temperatura del horno de columnas, el caudal de gas carrier (o transportador), el volumen de muestra, el tipo de detector y el sistema de cuantificación. Esquema de cromatografía

CALIBRACIONES Y CONTRASTES El caso más común en los controles de calidad de gas, es el de los cromatógrafos. Teniendo en cuenta que los equipos analíticos generan información que es utilizada para la cuantificación de volúmenes (standards y/o a 9300Kcal), o determinación de parámetros de calidad cuyo incumplimiento puede generar multas o rechazos a su carga en las líneas de transporte y distribución, la calibración y contrastes de los mismos merece un tratamiento especial.- Todas estas operaciones, donde la conformidad de las partes resulta imprescindible, están fijadas en los “Protocolos de Medición” acordados entre: Productores y Transportistas Transportistas y Distribuidores. En los protocolos deben establecerse, para cada sistema, las frecuencias (cronogramas), instrumental a utilizar (balanzas, testers, gases patrones, etc.), tolerancias, etc. en un todo de acuerdo a lo especificado en las Resoluciones del Ente Regulador, las especificaciones de los fabricantes, etc.

UN CONTAMINANTE MUY ESPECIAL: MERCURIO El mercurio está presente como contaminante en el gas natural y los condensados asociados a éste, debiendo ser removido para prevenir el efecto de corrosión en equipos de aluminio o catalizadores con que los fluidos en cuestión, estén en contacto.- Aunque niveles relativos altos de Hg elemental han sido encontrados en gases de yacimientos de Gröningen (Nederland) en 1969, el primer siniestro atribuido a este contaminante se remonta al sucedido en 1974 en la planta de LNG de Skikda, Argelia.- Desde entonces, el Hg se ha convertido en un tema singular para plantas criogénicas; gas natural licuado (LNG), gases licuados de petróleo (LPG), olefinas, etc., donde se utilizan a menudo intercambiadores de calor de aluminio. El contenido de Hg es cuantificado por analizadores especiales, por medio de absorción atómica, fluorescencia, etc.

POLVO NEGRO Origen y características. Se identifica como polvo negro a las partículas que se presentan como impurezas en el gas natural y que podemos clasificar en dos grupos: a) Las impurezas de carácter físico, constituidas por gotas y partículas que pueden provenir del yacimiento o se generan durante las operaciones de extracción, transporte, separación y compresión. Son eliminadas por medio de separadores y filtros. b) Las impurezas de carácter químico que se forman en el interior de las cañerías por reacción entre los gases y vapores que forman parte de la composición del gas natural y el hierro de los gasoductos. Estos componentes poseen en su composición el oxígeno que oxidan el hierro, formando compuestos híbridos que solidifican y permanen en suspensión en el flujo transportado. El hierro metálico actúa como catalizador de esta reacción y la presencia de vapor de agua y otros contaminantes como el SH2 agudiza el problema. El desarrollo microbiano también determina una forma de catálisis bacteriana que favorece la presencia de partículas de color oscuro. Este es el polvo negro que ocasiona daños en todo el sistema, especialmente en compresores, válvulas y elementos de medición. Problemas que ocasiona. 1. En los Gasoductos: a) En los gasoductos que operan a velocidades muy bajas se produce la sedimentación del polvo negro, que progresivamente va disminuyendo la capacidad de transporte efectiva, que solo puede recuperarse mediante operaciones de limpieza. b) Cuando se opera a velocidades muy altas, las partículas sólidas en suspensión provocan erosión en el interior de las tuberías. c) La presencia de polvo negro, impurezas e hidratos favorece la corrosión química de las tuberías. 2. En las instalaciones de Recepción, Regulación, Medición y Limpieza: La exagerada finura del polvo negro (1 micra) dificulta su captación en los separadores ciclónicos y filtros de cartucho, llegando una proporción importante a los sistemas de regulación y medición, lo que provoca inconvenientes físicos (erosión y obturación) y químicos (corrosión). 3. En los equipos de combustión En los quemadores que trabajan a baja presión los inconvenientes se presentan en los trenes de válvulas de regulación y medición; en quemadores de alta velocidad (supersónicos) se presenta la erosión de las boquillas. En turbinas de gas, se tendrán partículas de oxido de hierro impactando en los álabes, por lo cual debe procurarse su eliminación total en los circuitos de limpieza. Soluciones. Siendo inevitable su formación, solamente quedan dos posibilidades de minimizar los problemas que ocasiona el polvo negro: Evitarlo y Removerlo. a) Para evitar su formación debe disminuirse al mínimo posible la presencia de componentes sulfurosos, agua y aire en el gas natural seco. El cumplimiento de este objetivo depende exclusivamente del tratamiento aplicado en la planta de separación de líquidos. En los ductos para transporte de gas húmedo resultará mayor la producción de polvo negro. b) Para la remoción del polvo negro se utilizan chanchos (scrappers) de limpieza, requiriéndose un número variable de pasadas segú la cantidad de polvo acumulado. Se debe disponer de instalaciones adecuadas para su eliminación del circuito hacia tanques cerrados y protegidos. La utilización de “limpieza química”, usual en otros sistemas, no es aquí recomendable porque desnudaría las paredes de la cañería que se volvería a oxidar agravando el problema.

TOMA DE MUESTRAS No hay análisis correcto si no proviene de una muestra representativa de lo que se quiere analizar. La toma de muestras debe se hecha por personal especializado y atendiendo rigurosamente a los procedimientos fijados en las normas. Existen tomamuestras en función del tiempo y del caudal. Los primeros son más sencillos y pueden utilizarse cuando el caudal permanece razonablemente constante durante el tiempo de toma de la muestra. En caso contrario debe recurrirse a los segundos. Lo dicho vale para tanto para las muestras puntuales como para las continuas que alimentan analizadores on line.

COMERCIALIZACIONLa determinación y/o cálculo del poder calorífico, la densidad relativa y otras variables a partir de la composición química, resulta imprescindible para las distintas etapas involucradas en la industria del gas.- Tanto en la etapa de producción como en las de transporte y distribución, las facturaciones son normalmente en unidades de energía (u$s/MMBTU, por ejemplo).- Vaya como ejemplo el gas que se entregará en un punto del gasoducto y que es originario de distintos yacimientos y sistemas de acondicionamiento o extracción de LPG. La única forma de entregar gas en dicho punto resulta en MMKcal o MMBTU, además de cumplir con las especificaciones de calidad impuestas para el sistema o por el Ente Regulador.-