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REPORTE AGA N°7 MEDICIÓN DE GAS NATURAL CON MEDIDORES TIPO TURBINA

Catalog # XQ0601

Adaptación al español en traducción libre realizada por Estudiantes del Diplomado de Medición de Hidrocarburos – ASEDUIS 2010: Diego Fernando Bautista Cotte, Ingeniero Químico, Universidad Nacional de Colombia, 2005. Julian Mauricio Cifuentes Carvajal, Ingeniero Electrónico, Universidad Francisco de Paula Santander, 2007. Ricardo Murcia Parra, Ingeniero Electrónico, Universidad Francisco de Paula Santander, 2005. Asesor Académico Eduardo Motta Rueda, Ingeniero de Petróleos, Universidad Industrial de Santander.

Tabla de Contenido 1. INTRODUCCIÓN. 1.1

Alcance.

1.2

Principio de M edición.

2. TERMINOLOGIA. 3. CONDICIONES DE OPERACIÓN 3.1

Calidad del Gas

3.2

Presión de Operación

3.3

Temperaturas, Gas y Ambiente

3.4

Efecto de la densidad del Gas

3.5

Consideraciones de la rata de flujo

3.6

Accesorios Aguas Ariba y perfiles de flujo

4. REQUERIMIENTOS DE DISEÑO DEL MEDIDOR 4.1

Códigos y Normas

4.2

Cuerpo del medidor

4.2.1 4.2.2

Conexión final del cuerpo del medidor Resistencia a la corrosión

4.2.3

Longitud del medidor y Bores

4.2.4

Toma de Presión

4.2.5

Sellado

4.2.6

Varios

4.3

Identificación del medidor

4.4

Documentación

5. REQUISITOS DE DESEMPEÑO 5.1

Tolerancias de rendimiento General

5.2

La temperatura y su efecto en la composición del gas

5.3 5.4

Efectos de la presión Intercambiabilidad del Cuerpo del medidor.

6.1

Integridad de prueba

6.2

Prueba de fuga

6.3

Calibración

6.3.1 6.3.1.1 6.3.1.2

7

Condiciones de calibración Número de Reynolds Densidad

6.3.2

Directrices de Calibración.

6.3.3

Configuración de calibración

6.3.4 6.3.5

Servicios de calibración Resultados de calibración

6.3.5.1

Cambio de Engranajes

6.3.5.2

Factor K (s)

6.3.5.3

Factores de Medidor y Factor de medidor Final

6.3.5.4

Factores del rotor de los Medidores de doble rotor

6.3.5.5

Prueba de verificación del medidor

6.4

Informes de pruebas

6.5

Aseguramiento de la Calidad

ESPECIFICACIONES DE INSTALACIÓN 7.1

Consideraciones Generales

7.1.1 7.1.2

La dirección del caudal Medidor de Orientación y Apoyo

7.1.3

Conexiones en el brazo de medición

7.1.4

Superficies Internas

7.1.5

Ubicación del Termopozo de Temperatura

7.1.6

Ubicación del punto de presión

7.1.7

Acondicionador de Flujo

7.1.7.1

Arreglo de tubos tipo Straightening Vanes

7.1.7.2

Otros Acondicionadores de flujo externos

7.1.7.3

Componentes de los Acondicionadores de flujo

7.2

Configuraciones de la instalación recomendada

7.2.1 7.2.2

Instalación recomendada para los medidores en línea Configuraciones de Instalación opcional para los medidores en línea

7.2.2.1

Instalación de Acople Reducido

7.2.2.2

Instalación de Acople estrecho.

7.2.2.3

Medidor de flujo-Integrado a un acondicionador

7.2.3 7.3

Instalación sugerida para medidores

Consideraciones ambientales

7.3.1

Temperatura

7.3.2

Vibración

7.3.3

Pulsaciones

7.3.4 Formación de hidratos sólidos y líquidos 7.4 Dispositivos asociados 7.4.1

Filtración y Filtros

7.4.2

Dispositivos de Limitación

7.5

Medidas de precaución

7.5.1

Residuos de la instalación

7.5.2

Grasa de válvulas

7.5.3

Efectos de sobre rango

7.5.3.1

Ejecutar presurización

7.5.3.2

Precauciones de purga

7.5.3.3

Dispositivos de limitación de flujo

7.6 Instalación de accesorios 7.6.1 Dispositivos de medición de la densidad 7.6.2 8

Correctores e Instrumentación

Medidor de Mantenimiento y verificaciones en el terreno de Verificación 8.1

Generalidades

8.2

Inspección Visual

8.3

Limpieza y lubricación

8.4

Tiempo de prueba de vuelta

8.5

Medidor de campo de doble rotor

8.6

Consideraciones repetición de la prueba

APENDICE A Diseño de medidores de turbina A.1 Medidores de Turbina de medidor Simple A.1.1 Diseño de medidores de Gas A.1.2 Diseño de medidores de líquido A.2 Medidor de Turbina de doble rotor (Bi-Rotor)

A.2.1 Diseños dual Rotor A.2.2 Diseño del Rotor Secundario A.2.3 Funciones del Rotor Secundario A.3 Electrónica de los medidores de rotor dual (Bi-Rotor) APÉNDICE B Medición de Flujo Másico y Volumétrico B.1 Ecuaciones para el Cálculo del Flujo Volumétrico B.1.1 Leyes Básicas de los Gases B.1.2 Rata de flujo a las Condiciones de Flujo B.1.3 Rata de flujo a las Condiciones Base B.1.4 Factor de corrección de Presión B.1.5 Factor de corrección de Temperatura B.1.6 Factor de corrección de compresibilidad B.1.7 Ecuaciones para la Rangeabilidad del Medidor B.1.7.1 Máxima rata de flujo B.1 Ecuaciones para el Cálculo del Flujo Másico APÉNDICE C Cálculos de Flujo C.1 Lecturas de los registros del medidor C.2 Cómputo Electrónico C.3 Dispositivos Mecanicos integrados C.4 Dispositivos para registrar Presión, Volumen y Temperatura APÉNDICE D Ajustes y Salidas del Medidor D.1 Cambio de Engranajes D.2 Factores (k) D.4 Factor Final del Medidor D.5 Factor de Rotor para Medidores de Rotor-Dual (Bi-Rotor) APENDICE E LINEAMIENTOS DE C ALIBRACIÓN E 1 Relación Número de Reynolds y Rata de Flujo E.2 Relación Presión y Rata de Flujo

E.3 Relación Densidad y Número de Reynolds E.4 Relación Densidad y Rata de Flujo E 5 Ejemplo de Cálculos APENDICE F PRUEBAS DE TIEMPO DE VUELTA F.1 prueba en línea F.2 Prueba fuera de la línea

1. INTRODUCCIÓN. 1.1 Alcance. Estas especificaciones aplican a medidores de flujo de turbina de flujo axial para medición de gas natural, típicamente 2 pulgadas y diámetros mayores, en los cuales todo el gas fluye a través del rotor del medidor. Las aplicaciones típicas incluyen medición de gas en una sola fase las cual se puede encontrar en producción, proceso, transmisión, almacenamiento, distribución y sistemas de medición de gas de uso final. Típicamente usado en la medición de combustible grado gas natural y gases asociados a hidrocarburos o como una mezcla de hidrocarburos puros y diluyentes. Aunque no hace parte del alcance de este documento, los medidores de turbina son usados para medir un rango amplio de fluidos diferentes al gas natural. Este reporte no especifica las características de la señal electrónica generada por dispositivos dentro o adjuntos al medidor, aunque si habla sobre el uso de sus salidas. Tampoco específica como son las características mecánicas o eléctricas de los instrumentos que convierten la salida del medidor desde condiciones de línea hasta las condiciones bases. Sin embargo, el apéndice B contiene las ecuaciones que establecen las bases matemáticas básicas para las conversiones de proceso. Aunque esas ecuaciones aparezcan en este reporte, pueden ser usadas para convertir volumen registrado por cualquier tipo de medidor. 1.2 Principio de Medición. Los medidores de turbina son medidores por inferencia que miden el flujo mediante el conteo de las revoluciones de un rotor, con aspas, el cual gira proporcionalmente a la velocidad del gas. A partir de la geometría, las dimensiones del las aspas del rotor y el canal de flujo, para una medidor de turbina de diámetro y modelo determinado, el volumen de gas a las condiciones de la línea se puede inferir del conteo del numero de revoluciones del rotor. Las revoluciones son enviadas dentro de una señal digital o señal electrónica mediante alguna combinación mecánica de engranajes, generando pulsos electrónicos o pulsos ópticos, o frecuencia. El volumen acumulado en la línea puede ser convertido de volumen base a estándar o a las condiciones contractuales por dispositivos accesorios. Los medidores de turbina pueden operar en una gran variedad de gases y condiciones. La capacidad máxima de flujo está determinada y limitada por la máxima velocidad del gas, la generación de ruido, erosión, velocidad del rotor, desgaste de los rodamientos y pérdidas de presión. La máxima capacidad de flujo a las condiciones de la línea es fija para un medidor de turbina en particular sin importar la presión y temperatura de operación. La máxima capacidad de flujo base se incrementa acorde con las leyes de Boyle´s y Charles’.

El mínimo flujo está limitado por la fricción del fluido y de los elementos mecánicos (por ejemplo., resistencia aerodinámica y perdida por fricción mecánica, respectivamente) que causa que el diseño de una turbina en particular exceda el limite deseado o prediseñado de desempeño.

2. TERMINOLOGIA. Para los propósitos de este reporte, aplican las siguientes definiciones:

Engranajes

Es un juego de piñones acoplados en la salida del tren de engranajes de algunos medidor de turbina que pueden ser cambiados durante el proceso de calibración. Se puede seleccionar una combinación de engranajes, con una relación apropiada de dientes, para corregir la salida mecánica que reduzca los errores de registro.

Diseñador

Es una compañía que diseña y construye facilidades de medición.

Error

Es el resultado de una medición menos el valor verdadero del mesurando. Nota: ya que el valor verdadero no puede ser determinado, se usa un valor determinado por medio de un medidor adecuado de referencia. % error = [(valor medido-valor de referencia)/valor de referencia] x100%

Factor final de medidor

Es un numero desarrollado por el promedio de la suma de los factores individuales sobre el rango del medidor o por la ponderación inclinada hacia los factores del medidor sobre la rata de flujo a la cual el medidor es más probablemente usado. El valor es usado como un factor de corrección. A demás se pueden usar la linealización multipunto, o ajuste a curvas polinómicas.

Factor K

Un numero por el cual la salida de pulso del medidor es multiplicada para determinar el volumen del medidor. Uno o más factores pueden ser usados en el rango de operación como resultado de las calibraciones.

MAOP

Es la máxima presión de operación permitida.

Fabricante

Es una compañía que diseña, fabrica, vende y despacha medidores de flujo tipo turbina.

Máximo error pico a pico La diferencia entre el más grande y más pequeño error a lo largo de todo el rango de calibración del medidor.

Cartucho de medición

Un ensamble interno, removible de algunos medidores, el cual incluye los componentes de medición, pero excluye el cuerpo del medidor.

Factor de medidor

Es un numero por el cual se multiplica el resultado de la medición para compensar por los errores sistemáticos. Este valor adimensional de multiplicación es determinado para cada rata de flujo a la cual el medidor es calibrado. El número es calculado dividiendo el valor del valor de referencia del medidor por el valor de la medición. Esto puede ser aplicado a ratas de flujo individuales o promedios provistos para generar un único factor (factor final de medidor) para el medidor.

Rango de Operación

Es el rango para las condiciones ambiente o de flujo para el gas en las que el medidor fue diseñado para operar.

Caída de Presión

Es la pérdida permanente de presión a través del medidor

Qi

Es la rata de flujo pasando a través del medidor bajo un conjunto de condiciones operativas especificas.

Qmax

Es la máxima rata de flujo de gas que pasa a través del medidor que puede ser medido dentro de las especificaciones de medidor.

Qmin

Es la mínima rata de flujo de gas que pasa a través del medidor que puede ser medido dentro de las especificaciones de medidor.

Q

Es la rata de flujo de transición. Es la rata de flujo que pasa a través del medidor en la cual las condiciones de desempeño pueden variar.

Rangeabilidad

Es la relación de la rata de flujo máximo a mínimo sobre el cual el medidor alcanza sus condiciones de desempeño (algunas veces llamado “Turndown Ratio”)

Medidor de referencia

Es un medidor o dispositivo de medición para medir con precisión el flujo.

Repetibilidad

Es la cercanía de la concordancia entre los resultados de medidas sucesivos del mismo objeto de medidas realizados bajo las mismas condiciones de medición.

Notas: 1. Estas condiciones son llamadas condiciones repetibles. 2. Las condiciones de Repetibilidad incluyen: a. El mismo procedimiento de medición b. El mismo observador c. El mismo instrumento de medición usado bajo las mismas condiciones d. La misma locación e. La repetición debe ser en un periodo corto de tiempo 3. La Repetibilidad puede ser expresada cuantitativamente en términos de la dispersión de los resultados. 4. Un argumento valido de Repetibilidad requiere las especificaciones de las condiciones de medición, como temperatura, presión y composición del gas. Factor de rotor

Es el número de pulsos de salida por unidad de volumen para un rotor provisto por el fabricante del medidor por usar un algoritmo propietario. El factor de rotor está asociado con la salida electrónica de pulsos de cada rotor, típicamente de un medidor de turbina de rotor dual

Usuario

Es el ente o compañía que usa el medidor de turbina para los propósitos de medición.

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3. CONDICIONES DE OPERACIÓN 3.1 Calidad del Gas El medidor debe, como mínimo requisito, operar con cualquiera de los rangos normales de composición de gas natural especificados en la tabal 1 del reporte AGA No. 8, Compressibility Factors of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases (Referencia 1). El fabricante debe ser consultado si se espera cualquiera de las siguientes: •

•

•

Punto de operación cercano al punto de rocío del vapor de agua o hidrocarburo o de la mezcla de gas natural Que los niveles totales de azufre excedan los 20 gramos por cada 100 metros cúbicos, incluyendo mercaptano, H2S y compuestos de azufre elemental, o que exceda los lineamientos especificados en la asociación nacional de ingenieros de corrosión (NACE) para los materiales con los cuales se fabrica el medidor. Que exista exposición a otros contaminantes que puedan afectar el error del medidor por la reducción del área de sección transversal de flujo o acumulación de otras características sensibles. Los depósitos también pueden contaminar la lubricación de los rodamientos y causar una reducción en el tiempo de servicio.

3.2 Presión de Operación La presión de operación del medidor debe estar dentro del rango especificado por el fabricante del medidor. El fabricante debe especificar la máxima presión de operación del medidor para diseño y construcción. Los medidores de turbina, en general, no tienen un límite de presión mínima de operación, sin embargo el error se puede incrementar si se usa bajo condiciones para las cuales el medidor no fue calibrado. La sección 6 da información sobre los requisitos de la calibración. 3.3 Temperaturas, Gas y Ambiente El medidor debe ser usado dentro de las especificaciones de temperatura del aire y del gas dadas por el fabricante. Dependiendo del material de construcción, los medidores de turbina pueden operar sobre un rango de temperatura gas y ambiente de -40ºF a +165ºF (-40ºC a 74ºC). Es importante que la temperatura del gas fluyendo se mantenga por encima del punto de rocio de hidrocarburo del gas para evitar posibles daños en el medidor y error en la medición. El fabricante debe proveer la temperatura del gas y la temperatura del aire para el medidor, porque pueden diferir de los mencionados arriba. 3.4 Efecto de la densidad del Gas

La densidad del gas puede tener tres efectos principales en el desempeño del medidor de turbina: •

•

•

Rangeabilidad – La Rangeabilidad de un medidor de turbina incrementa si la densidad incrementa. Caída de presión – La perdida de presión a través de la turbina incrementa con el incremento de la densidad del gas Error – Condiciones operativas pueden cambiar con los cambios en la densidad del gas.

3.5 Consideraciones de la rata de flujo El fabricante debe proveer la rata de flujo de operación para diferentes presiones. El usuario debe considerar la relación entre la rata de flujo, error, perdida de presión y tiempo de servicio. Los requisitos de desempeño para la operación están plasmados en la sección 5.1 de este documento. La perdida de presión a través de la turbina incrementa con el cuadrado del la rata de flujo. La lubricación de los rodamientos o las frecuencias de inspección visual pueden necesitar ser ajustadas acorde con la rata de flujo de operación. Dispositivos para limitar el flujo puede ser necesarios para protección del medidor por sobre - rango. Los diseñadores y usuarios deben tener las precauciones para evaluar ruido, seguridad de la tubería e integridad del medidor en lo que respecta a la máxima velocidad operativa. Refiérase a la sección 7 de este documento para mayor información sobre condiciones de instalación. 3.6 Accesorios Aguas Ariba y perfiles de flujo Investigaciones realizadas sobre los efectos de las configuraciones de instalación en el error de la turbina en 2002 y el resultado publicado en la referencia 2, la sección 7 provee la información sobre los requisitos de la instalación.

4. REQUERIMIENTOS DE DISEÑO DEL MEDIDOR 4.1 Códigos y Normas El cuerpo del medidor y todas las piezas que comprenden la presión que contiene las estructuras, serán diseñados y construidos con materiales convenientes para las condiciones del servicio para las cuales el medidor es clasificado y de acuerdo con los códigos, regulaciones y especificación aplicables del diseñador. El cuerpo del medidor operará sin fuga o deformación permanente sobre la gama prevista de presiones y temperaturas de funcionamiento, a las cuales el gas fluye y de de las condiciones ambientales del sitio de operación. 4.2 Cuerpo del medidor 4.2.1 Conexión final del cuerpo del medidor Las uniones del cuerpo se diseñarán de acuerdo con bridas apropiadas o normas de conexión roscada. 4.2.2 Resistencia a la corrosión Todas las partes húmedas del medidor deberán estar fabricadas con materiales adecuados para su uso en sus aplicaciones previstas. Todas las partes externas del medidor deben ser resistentes a la corrosión o con un revestimiento adecuado resistente a la corrosión para su uso en el medio ambiente, bajo condiciones que habitualmente se encuentran en la industria del gas natural y/o según lo especificado por el diseñador. 4.2.3 Longitud del medidor y Bores Los fabricantes deberán publicar su nivel de eslora total cara a cara del cuerpo del medidor para cada tamaño y la presión nominal. Los medidores tipo turbina son generalmente tolerantes a las diferencias de diámetro, como los cambios de tuberías de tamaño previsto. Sin embargo, el diseñador debe asegurar, que las recomendaciones de la Sección 7 se sigan. 4.2.4 Toma de Presión El fabricante deberá proporcionar al menos una toma de presión en el cuerpo del medidor. La toma de presión suministrada en el medidor debe ser identificado por el fabricante, se utiliza para realizar la corrección del volumen registrado por el medidor.

4.2.5 Sellado El medidor puede contar con arreglos de sellos para evitar el acceso a sus partes internas de trabajo, ajustes y reprogramación. Los arreglos de sellos serán tales que no previenen el acceso a las características del mantenimiento general del medidor, tales como puntos de lubricación. En caso de que existan cartuchos de medición intercambiables, los medios de sellar el cartucho deberán ser diseñados para impedir el acceso a los ajustes y reprogramación cuando el cartucho se quita del cuerpo del medidor. Cualquiera de los medios previstos para sellar el cartucho al cuerpo del medidor será independiente de cualquier otro medio de cierre proporcionado. 4.2.6 Varios La construcción deberá ser mecánicamente y eléctricamente sonido, y el acabado de los materiales, deben ofrecer garantías de larga vida y precisión permanente. El medidor puede proporcionar una o más salidas (mecánica o eléctrica), proporcional al volumen del gas que ha pasado a través de éste, expresada en condiciones de presión y temperatura. El medidor deberá ser diseñado de tal manera que el conjunto no va a rodar cuando descansa sobre una superficie lisa, con una inclinación de hasta 10 por ciento. El diseño del medidor también debe permitir un fácil y seguro manejo durante el transporte y la instalación. Rosca para los puntos de elevación o de los controles para la elevación de las correas se facilitará.

4.3 Identificación del medidor Una placa de identificación (s) que contenga la siguiente información se colocará en el medidor • • • • • • •

Fabricante Modelo y tamaño (diámetro interior nominal) Número de serie Fecha de fabricación o de código de fecha Presión máxima de funcionamiento admisible (MAOP) Máxima capacidad nominal en condiciones de flujo K-factor y / o el rotor-factor (s), si aplica.

Otra identificación en el medidor deberá indicar: • Entrada final o la dirección del flujo • Sentido de rotación del eje de salida, si aplica.

• Las unidades de volumen por revolución del eje de salida, si aplica. • Material de la presión que contengan componentes (cuerpo, bridas, placa superior, etc) • Presión de la toma de referencia (por ejemplo, "PR", "Pr" o "PM") • Orientación del cartucho de medición, si aplica. • Número de serie del cartucho de medición, si aplica.

4.4 Documentación El fabricante deberá facilitar todos los datos necesarios, los certificados y documentación para la correcta configuración, puesta en marcha y uso del medidor en particular, a petición del usuario o del diseñador. El usuario o diseñador también puede solicitar que las copias de prueba hidrostática o fuga de los certificados de ensayo, material y certificaciones de calidad o radiografías de las soldaduras se suministren con la entrega de los medidores. El fabricante deberá facilitar o poner a disposición los siguientes documentos con el medidor o cuando se solicite; todos los documentos que llevarán fecha: a) Una descripción de los medidores, dando las características técnicas y principio de funcionamiento. b) Un dibujo en perspectiva o fotografía del medidor. c) Una lista de piezas con una descripción de los materiales constituyentes. d) Un dibujo dimensional. e) Un dibujo con la ubicación de las tomas. f) Un diagrama de los datos de placa o tarjeta de identificación, mostrando la disposición de las inscripciones. g) Instrucciones para la instalación, operación y mantenimiento periódico. h) Una descripción general de la operación. i) Una descripción de salidas mecánicas disponibles y de señales de salidas electrónicas, y cualquier mecanismo de ajuste. j) Una descripción de interfaces electrónicas disponibles, los puntos esenciales de cableado y características. k) Documentación de cumplimiento de los códigos de seguridad aplicables y los reglamentos. l) Informe de prueba de rendimiento del medidor.

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5. REQUISITOS DE DESEMPEÑO 5.1 Tolerancias de rendimiento General El fabricante deberá especificar los límites de velocidad de flujo de Qmin, Qt y Qmáx por cada medidor diseñado y el tamaño. El rendimiento del medidor a la presión atmosférica se deben incluir según las siguientes tolerancias (Véase también la Figura 1) después de la calibración.

Repetibilidad:

+/- 0.2% de Qmin a Qmax

Máximo error pico a pico: 1.0% sobre Qt Error máximo:

+/- 1.0% de Qt a Qmax y, +/- 1.5% de Qmin a Qt.

Rata de flujo de transición: Qt no mayor que 0.2 Qmax.

Nota 1. Las tolerancias se aplicarán después del ajuste del cambio de engranajes (si lo hay) y/o fijación de los factores K y la aplicación del factor de medidores finales. Nota 2. Las tolerancias se aplicarán después de las correcciones realizadas en el medidor, sino antes de la aplicación de cualquier algoritmo de linealización por equipos auxiliares del medidor. Nota 3. Estas tolerancias son aplicables a la presión atmosférica. Como el gas aumenta a la presión de operación, el rendimiento del medidor tipo turbina se puede mejorar de manera excelente, con valores menores para la repetibilidad y el error máximo del pico a pico, siempre que el medidor está calibrado para las condiciones de funcionamiento previstas.

Figura 1. Tolerancias del medidor tipo turbina a la presión atmosférica. 5.2 La temperatura y su efecto en la composición del gas El medidor tipo turbina deberá cumplir los requisitos de desempeño superior a lo largo del periodo del rango de temperatura y composición del gas.

5.3 Efectos de la presión Investigaciones sobre los efectos de la presión sobre el rendimiento de la turbina se llevó a cabo en 2002 y 2003, y los resultados fueron publicados en la Referencia 3. Para minimizar el error, los medidores de turbina deben ser calibrados las condiciones funcionamiento. Orientación sobre los requisitos depara calibración se dan en lade Sección 6.

5.4 Intercambiabilidad del Cuerpo del medidor. Medidores con cartuchos intercambiables están diseñados para que el cartucho pueda ser quitado del cuerpo del medidor sin quitar el cuerpo de la instalación. Este diseño facilita la inspección en sitio y la sustitución o rehabilitación de un cartucho. La construcción de un medidor con un cartucho de medición intercambiable deberá ser tal que las características de funcionamiento especificadas en la sección 5.1 se mantienen después de la instalación de la cartucho en el medidor a otros órganos del mismo fabricante, el tamaño y modelo, o después de repetidas retiradas e instalaciones del cartucho de la medición en el cuerpo mismo medidor. Sin embargo, ligeras diferencias en la geometría del cuerpo en el que se calibró el cartucho, generan desgaste en el cuerpo, mala alineación de cartuchos del cuerpo u otros factores puede afectar al rendimiento de la cartucho y dar lugar a error de medición. Un estudio independiente (Referencia 4) se realizó para evaluar el error de medición debido a las prácticas de intercambio de cartuchos. El estudio indica que el funcionamiento de un cartucho en el cuerpo de otra distinto de aquel en el que fue calibrado puede introducir errores aleatorios a la medición de una cantidad insignificante para un máximo de ± 0,35%. Usuarios del medidor tipo turbina debe tener en cuenta que la calibración de los cartuchos de medición en forma independiente, es más conveniente y menos caro, que un cartucho de calibración y el cuerpo como una combinación, puede agregar error a la medición.

6. MEDIDOR DE PRUEBAS INDIVIDUALES 6.1 Integridad de prueba El fabricante deberá probar la integridad de todos los componentes que contienen los medidores tipo turbina a las presiones de operación. La prueba se deberá realizar de acuerdo a los estándares apropiados de la industria, (ANSI / ASME B16.1, B16.5, B 16,34 o de otro tipo, según el caso).

6.2 Prueba d e fuga Cada medidor tipo turbina es probado por el fabricante después del montaje final y antes del envío al cliente o la instalación en la facilidad de calibración. El ensayo se lleva a cabo en el cumplimiento de los estándares de la industria correspondiente. A falta de norma específica (s), es habitual que los fabricantes realicen la prueba de la siguiente manera: el medio de prueba deberá ser un gas, como el nitrógeno o aire. La presión de prueba de fugas será de al menos 1,10 veces la MAOP y mantenerla por un mínimo de cinco minutos. Para pasar esta prueba, el medidor no debe presentar fugas detectables.

6.3 Calibración A fin de establecer las características de rendimiento satisfactorio, cada medidor tipo turbina debe ser calibrado en condiciones aceptables y acordado entre las partes en la transacción. Para un mejor funcionamiento, las condiciones de calibración debe coincidir con las condiciones de servicio esperadas, incluyendo consideraciones tales como características del fluido, presión de trabajo, ratas de flujo esperadas, el uso de un cuerpo de medidor dedicado, características de tuberías de entrada y salida, y otros factores que pueden afectar el desempeño del medidor. Sin embargo, las limitaciones de la capacidad y la disponibilidad de las instalaciones de calibración y de los gastos derivados del transporte y prueba puede dar lugar a decisiones para calibrar medidores bajo condiciones que, sin ser idénticas a las esperadas en el servicio, proporcionar una aproximación razonable del mismo. La atención a replicación de los parámetros cruciales en el servicio se describe a continuación para asegurar un rendimiento adecuado para la mayoría de aplicaciones comerciales.

6.3.1 Condiciones de calibración En investigación (Referencia 3) ha demostrado que el rendimiento de medidores de turbina varía con cambios en el caudal y la presión de operación. Estas variaciones están relacionadas con cambios en el Número de Reynolds y, en algunos casos la densidad, y son particularmente significativas a bajas e intermedias presiones de funcionamiento y de caudal. La atención a estas cuestiones en el momento de calibración es fundamental para la medición óptima. Las siguientes secciones proporcionan algunas orientaciones en este sentido.

6.3.1.1

Número de Reynolds

El número de Reynolds es un cociente a dimensional de inercia a las fuerzas viscosas en el flujo a través del medidor que tenga en cuenta la rata de flujo y propiedades físicas de un fluido en movimiento. El número de Reynolds se puede utilizar para correlacionar la calibración a condiciones de funcionamiento de un medidor de turbina en diferentes tasas de flujo, presiones y tipos de líquidos. La ecuación básica del Número de Reynolds es: Re=p(D)(V)/M (6.1)

El número de Reynolds puede ser calculado también siguiendo la siguiente fórmula: Re = 4(Q) /TT(D)(V) (6.2) Re = A(Q)(p)/7i(D)(M) (6.3)

Donde: o o o o o o o

Re = Número de Reynolds p (rho) = Densidad D = Diámetro del medidor V = Velocidad del fluido Q = Rata de flujo volumétrica

v(nu) = Viscosidad Cinemática H (mu) = Viscosidad Absoluta

Los anteriores valores pueden ser determinados a las mismas condiciones de temperatura y presión.

La relación ente la velocidad y la rata de flujo es: Q = nVD2/4 (6.4)

La relación entre la viscosidad cinemática y absoluta y la densidad es: V=JU/P (6-5)

Una calibración del medidor llevado a cabo en un laboratorio en un rango particular de Número de Reynolds, que caracteriza el desempeño del medidor cuando se utiliza para medir el gas en los mismos rangos de números de Reynolds cuando el medidor esté en servicio. Por lo tanto, el K-Factor establecido durante esta calibración, en la mayoría de los casos, se puede utilizar para calcular el flujo medido por el medidor en servicio.

6.3.1.2

Densidad

De Investigación (Referencia 3) ha demostrado que el rendimiento de algunos medidores también puede ser sensible a las variaciones en la densidad del gas. Las variaciones en la calibración tienden a ser más grandes en menor densidad de gas. Los usuarios con aplicaciones de baja presión, bajo flujo debe consultar al fabricante del medidor las características de rendimiento y obtener datos de calibración en la densidad de funcionamiento para garantizar que no existen grandes errores de medición. Información adicional sobre la adecuación de la densidad se presenta en el Apéndice E.

6.3.1.3

Los gases de calibración

La investigación descrita en la Referencia 3 se llevó a cabo utilizando el gas natural y el aire como medios de prueba. Además, la Referencia 6 describe una investigación que ha llevado a cabo a establecer la idoneidad de otros gases para la calibración de medidores de turbina. Los datos muestran que los medidores de turbina usados en gas natural, pueden ser calibrados de forma efectiva con diferentes gases, y con medición satisfactoria obteniendo resultados, siempre llevado a cabo la calibración en el rango de números de Reynolds y/o la densidad que se espera en condiciones de funcionamiento. Más información sobre la calibración de los gases alternativos figura en el apéndice E.

6.3.2 Directrices de Calibración. Como se mencionó anteriormente, para que un medidor opere en el rango de Número de Reynolds y/o la densidad esperada, se debe tener en cuenta al diseñar un programa de calibración. Para ello es necesario establecer el rango esperado de las ratas de flujo y las propiedades del gas a medir en el lugar destinado para el medidor. Las propiedades del gas se pueden determinar directamente por medida o por cálculo de las ecuaciones empíricas. Los puntos deben ser seleccionados en todo el rango de caudales sobre los que el medidor se colocará en prueba. Se podrá decidir la mayoría de los puntos de prueba en el rango de mayor uso de espera del medidor. Más información y los cálculos de la prueba aparecen en el Apéndice E.

6.3.3 Configuración de calibración Para minimizar los errores, los medidores deben ser calibrados en la misma configuración que serán instalados en el servicio. Sin embargo, la mayoría de las instalaciones de prueba de rutina para realizar calibraciones se basan en la configuración que se describe en la Sección 7.2. Investigación (Referencia 2), demuestra que los errores de los medidores calibrados de esta manera será aceptables cuando se instalan en cualquiera de las configuraciones descritas en la Sección 7.2. Para las aplicaciones con configuraciones de instalación más complejas, el usuario debe consultar al fabricante o al operador del laboratorio de prueba para determinar una configuración de calibración adecuada.

6.3.4 Servicios de calibración Los laboratorios utilizados para la calibración del medidor deberán ser capaces de demostrar la trazabilidad de las normas nacionales primarias y proporcionar resultados de las pruebas que son comparables a los de otros centros.

6.3.5 Resultados de calibración Durante la calibración, el K-factor apropiado (s), los factores del medidor, cambio de engranajes y factores del rotor serán establecidos. Los factores aplicables se establecerán para cada salida del medidor con más de una salida. Consulte el Apéndice D para obtener información detallada y ejemplos de aplicación y determinación de estos factores.

6.3.5.1

Cambio de Engranajes

Para los medidores de turbina con salida(s) mecánicas, los engranajes internos se suele utilizar para ajustar el medidor para producir un volumen indicado finito (por ejemplo, 100 metros cúbicos, 10 metros cúbicos, etc.) para cada revolución del eje de salida. Cambio de diferenciación de los sistemas de engranaje, comprendidos de dos engranajes conjugados reemplazables incorporaron dentro del tren de engranaje, permitir ajustes que se harán al coeficiente total del engranaje. Mientras que el engranaje del cambio fija con muchos coeficientes está disponible, no es siempre posible instalar los engranajes con el coeficiente exacto necesario. Por lo tanto, puede haber algún sesgo residual en la calibración del medidor, incluso después de cambiar los engranajes que han sido instalados. Los engranajes de cambio normalmente se encuentran en una región sin presión del medidor que está disponible durante calibración, pero que pueden ser sellados para evitar el acceso no autorizado. Cuando un rotor intercambiable de medición se traslada a un nuevo organismo, el cambio de marchas se traslada también.

6.3.5.2

Factor K (s)

Para los medidores de turbina con una salida electrónica, el K-factor apropiado se establece en el momento de la calibración. Estos valores, se escriben en un dispositivo electrónico. El factor K-factor se expresa en unidades de pulsos/unidad de volumen. La división de los pulsos acumulados por el K-factor o dividiendo la frecuencia del pulso instantánea por el K-factor, el volumen acumulado o el caudal instantáneo, respectivamente, se puede determinar.

6.3.5.3

Factores de Medidor y Factor de medidor Final

Los factores de medidor son valores multiplicadores no-dimensional. Se derivan de los datos de calibración dividiendo el volumen real del medidor de referencia indicado por el volumen de los medidores de prueba, los dos volúmenes que primero se han corregido a las mismas condiciones base. Por otra parte, los factores del medidor se pueden calcular a partir del error por ciento, valores que se proporcionan en cada caudal de calibración, mediante la fórmula: Factor de Medidor = 100 / (100 + Porcentaje de error) Así, el ejemplo del factor de medidor de 1,005, sería el error mismo porcentaje como -0,5. El producto mecánico o electrónico de un medidor de turbina puede ser ajustado por el usuario por la aplicación de factores del medidor individual para un flujo determinado o por un último sencillo factor de medidor en el rango de caudales. Esto puede hacerse manualmente o en línea en un dispositivo

electrónico. La función de calibración puede proporcionar factores de medidor, además o en lugar de los valores de error por ciento para cada caudal de prueba de un medidor.

6.3.5.4

Factores del rotor de los Medidores de doble rotor

Para los medidores de turbina de doble rotor, con algoritmos asociados para mejorar el rendimiento y el diagnóstico, el fabricante suministrará un único K-factor para cada rotor con salida de impulsos electrónicos. Estos se conocen como "factores de rotor" para distinguirlos del K-factor, que es el término utilizado históricamente para aplicar a la de un solo rotor de salida electrónica de un medidor. Consulte el Apéndice A, las secciones A.2 y A.3 y Apéndice D, Sección D.5 para más detalles.

6.3.5.5

Prueba de verificación del medidor

Tras un ajuste, por lo menos un punto de prueba se repetirá para verificar que el ajuste se calculará y aplicará correctamente. Si es una técnica de linealización aplicada en la electrónica secundaria o de comparación, por lo menos dos puntos de prueba son repetidos.

6.4 Informes de pruebas Los resultados de cada prueba exigida en el punto 6.3 se documenta en un informe que incluirá, como mínimo: a. b. c. d. e. f. g. h. i.

El nombre y la dirección del fabricante. El nombre y dirección del laboratorio de ensayos. El modelo, tamaño y número de serie del medidor. La fecha (s) de la prueba. El nombre y el título de la persona que realizó las pruebas. Los datos de desempeño del medidor. Presión de prueba y la temperatura de prueba. Temperatura ambiente y presión atmosférica. El líquido de prueba, la composición y propiedades en cada punto de prueba, si varían. j. Una descripción de la configuración de la prueba utilizada. k. El valor de los ajustes realizados y los resultados de la prueba de verificación.

Una copia del informe deberá estar a disposición de la organización de pruebas por un período de cinco años.

6.5 Aseguramiento de la Calidad El fabricante deberá establecer y seguir un programa completo de garantía de calidad para el montaje y pruebas del medidor y su sistema electrónico (por ejemplo, ISO 9000, API Especificación de Ql, etc.) El usuario tendrá acceso a los documentos de garantía de calidad y registros.

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7 ESPECIFICACIONES DE INSTALACIÓN El impacto sobre la medición se ha evaluado para las configuraciones descritas a continuación. Varias organizaciones han publicado los datos de prueba. Configuraciones distintas de las descritas a continuación pueden dar lugar a errores de medida inaceptable y no se recomiendan, sin más pruebas.

7.1 Consideraciones Generales 7.1.1 La dirección del caudal Medidores de turbina, diseñados para el flujo en una sola dirección, se instalarán en acorde con esto. Invertir el flujo puede no dañar internamente el medidor, pero puede provocar error en el registro de la medida. El fabricante podrá ser consultado si el flujo inverso se ha producido. Cuando el flujo inverso se espera, es necesario válvulas adicionales para permitir que el gas fluya a través del medidor hacia adelante solamente, a menos que el medidor de turbina sea recomendado para el flujo bi-direccional.

7.1.2 Medidor de Orientación y Apoyo Medidores de turbina, diseñados para orientación horizontal, se instalará de acuerdo a esto. Una instalación en línea vertical puede ser utilizada, sin embargo, las recomendaciones del fabricante para la configuración de la tubería y mantenimiento deben ser seguidas. El medidor y las tuberías deben apoyarse adecuadamente e instalados de tal manera para minimizar la tensión en el cuerpo del medidor.

7.1.3 Conexiones en el brazo de medición El medidor y secciones adyacentes de tubería deben tener el mismo diámetro nominal, pero cambios de horario son aceptables siempre que la actuación ha sido satisfactoria en la prueba del medidor. Las bridas de entrada y salida del medidor y las bridas de las tuberías deberán estar alineadas concéntricamente. Las juntas no invadirán la corriente de gas que fluye. Empaques de protrusión o bridas desalineadas pueden afectar al rendimiento del medidor.

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7.1.4 Superficies Internas La superficie interna del equipo de medición debe mantenerse libre de cualquier depósito que pueda afectar el área transversal del medidor. El desempeño del medidor depende de una área transversal conocida. Las superficies de tuberías interiores deben ser de rugosidad comercial o mejor. Las soldaduras en la tubería a la entrada y la salida del medidor, deberán rectificarse al ras con la superficie interna de la tubería para que no sobresalgan en la corriente de gas. 7.1.5 Ubicación del Termopozo de Temperatura La temperatura también se encuentra aguas abajo del medidor para mantener las perturbaciones a un mínimo. Por lo general se instalan los termopozos de temperatura entre uno y cinco diámetros nominales de tubería que van desde la salida del medidor, pero aguas arriba de cualquier válvula o del restrictor de flujo. Es importante que el termopozo de la temperatura este instalado asegurando que la transferencia de calor de las tuberías adyacentes y efectos de la radiación del sol no influya en la lectura de la temperatura del gas que fluye.

7.1.6 Ubicación del punto de presión El punto para la toma de presión suministrada por el fabricante en el medidor se utilizará como punto para censar la presión para la grabación o la integración de instrumentos y durante la calibración. 7.1.7 Acondicionador de Flujo Un acondicionador de flujo puede ser usado más arriba del medidor de turbina para reducir o eliminar los efectos de la turbulencia y/o flujo asimétrico. Cabezales, reducciones, válvulas y reguladores anteriores a la entrada del medidor pueden causar condiciones de flujo perturbado. Los acondicionadores de flujo se deben instalar como se especifica en las secciones siguientes. No habrá protuberancias en la tubería entre el acondicionador de flujo y el medidor. 7.1.7.1

Arreglo de tubos tipo Straightening Vanes

Para obtener las especificaciones para estos dispositivos, se refieren a la última revisión del Reporte AGA No. 3, Orificio de medición de gas natural y otros hidrocarburos y líquidos relacionados (Referencia 10). Este diseño ha demostrado su eficacia en la reducción de la turbulencia, pero que no elimina el flujo asimétrico.

7.1.7.2

Otros Acondicionadores de flujo externos

El aislamiento de los acondicionadores de flujo de ofrecer una alternativa a haces de tubos, se recomiendan para su uso cuando las partes contratantes lo acuerdan. El aislamiento de los acondicionadores de flujo general consiste en placas perforadas en varios patrones, a veces acompañado de paletas ensambladas. Varios de estos aparatos han sido evaluados para determinar el rendimiento y la eficiencia en la reducción de turbulencia y el flujo asimétrico. 7.1.7.3

Componentes de los Acondicionadores de flujo

Sólo la incorporación de los acondicionadores de flujo integrados a los medidores como se describe en la sección 7.2.2.3 Se recomienda el uso a corto y plano-junto instalaciones descritas en Secciones 7.2.2.1 y 7.2.2.2.

7.2 Configuraciones de la instalación recomendada De Investigación (Referencia 2) muestra que los medidores de turbina pueden ser operados de acuerdo con las recomendaciones de esta sección, con resultados aceptables, mientras que las tuberías en disposiciones diferentes pueden dar lugar a un error considerable. La magnitud del error, si lo hay, será una función de la magnitud de las perturbaciones del flujo, el diseño del medidor, la calidad de las partes externas y el acondicionador de flujo integral, y/o la capacidad del medidor para ajustar esas condiciones. Sin embargo, otras configuraciones pueden utilizarse siempre que se demuestre que sea aceptable sobre la base de los datos experimentales publicados.

7.2.1 Instalación recomendada para los medidores en línea La instalación recomendada (Figura 2) incluye por lo menos 10 diámetros nominales de tubería recta aguas arriba de la entrada del medidor, con un acondicionador de flujo de salida que se encuentra a 5 diámetros nominales de tubería aguas arriba de la entrada de medidor.

Figura 2. Configuración de instalación recomendada para medidores en línea. Una longitud mínima de 5 diámetros nominales de tubería recta aguas abajo donde se incluye el medidor, no habrá conexiones de las tuberías o protuberancias o tuberías aguas abajo que no sean tomas de presión, temperatura o termopozos. Una instalación típica del medidor recomienda correr con los accesorios y dispositivos opcionales se muestra en la Figura 3. La diferencia de tamaño máximo de tubería aguas arriba o aguas abajo de la recomendada para la instalación debe ser de un tamaño nominal del tubo. Las válvulas y filtros pueden ser instalados aguas arriba o aguas abajo de la tubería de instalación recomendada. Cualquier válvula justo a la entrada de la instalación se abrirá por completo durante la operación del medidor. Los filtros deben mantenerse limpios para un rendimiento óptimo.

Figure 3. Ensamble Típico del Medidor: Recomendación de Instalación.

7.2.2 Configuraciones de Instalación opcional para los medidores en línea El uso de las configuraciones de instalación opcional siguientes, puede dar lugar a una relativamente alta incertidumbre de medición, pero todavía aceptable.

7.2.2.1

Instalación de Acople Reducido

La configuración de la instalación de acople reducido se muestra en la Figura 4 se puede utilizar cuando el espacio es limitado. La investigación inicial limitada (referencia 2) en los medidores de pruebas indica que localización de una instalación de acople reducido de un medidor con acondicionar de flujo integrado aguas abajo de una perturbación de alto nivel (como se define en la Referencia 7), causa un sesgo de medición superior ± 0,4% 5.1 de la lectura, fue ladentro de los límites del error de ± 1,0%nofijado en laaSección (Figura 1).que Véase sección 7.2.2.3 para una discusión sobre medidor integrado a un acondicionador de flujo y la sección 6.3 para los requisitos de calibración. La configuración de acople reducido incluye al menos cuatro diámetros nominales de tubería recta antes de la entrada del medidor, con un acondicionador de flujo ubicado en la entrada de tubo

recto. Además, la distancia entre la salida del acondicionador de aire y la entrada de instrumento de medición debe ser de al menos dos diámetros nominales. El medidor puede estar conectado a los tubos montantes verticales con los codos o tees. Las tees permiten inspección visual del funcionamiento del medidor. La diferencia máxima de calibre de la carrera y las bandas será de un tamaño nominal del tubo. La instalación de válvulas opcionales y filtros en las bandas se permite, aunque los usuarios se les advierte que inclusiones en las bandas no han sido confirmadas por estudios publicados. Cualquier válvula en la línea ascendente de entrada se abrirá por completo durante la operación del medidor, y los filtros deben mantenerse limpios para un rendimiento óptimo.

Figure 4. Instalación de acople reducido

7.2.2.2

Instalación de Acople estrecho.

La configuración de la instalación de acoplamiento se muestra en la Figura 5 se puede utilizar si el espacio es muy limitado. Al igual que en el caso de la instalación de acople reducido, en investigación limitada (referencia 2) en

medidores probados indica que la localización de una instalación de acople estrecho del medidor de flujo con aire integrado aguas abajo, da un alto nivel de perturbación (tal como se define en la Referencia 7) causando sesgos de medición superior a ± 0,4% de la lectura, es decir, dentro de los límites de error de ± 1,0% previsto en el Sección 5.1 (Figura 1). Consulte Sección 7.2.2.3 para una discusión sobre el medidor integrado a un acondicionador de flujo y la sección 6.3 para los requisitos de calibración. El medidor puede estar conectado a los tubos montantes verticales con los codos o tees. Tees permiten inspección visual del funcionamiento del medidor. La diferencia máxima de calibre de la tuberia y las bandas será de un tamaño nominal del tubo. La instalación de válvulas opcionales y filtros en las bandas se permite, aunque los usuarios se les advierte que inclusiones en las bandas no han sido confirmados por investigaciones publicadas. Cualquier válvula en el elevador de entrada se abrirá por completo durante la operación del medidor, y los filtros deben mantenerse limpios para un rendimiento óptimo.

Figure 5. Instalación de Acople Estrecho

7.2.2.3

Medidor de flujo-Integrado a un acondicionador

Investigación (referencia 2) ha confirmado que los medidores de turbina con un acondicionador de flujo integrado operara satisfactoriamente en instalaciones de de acople reducido o estrecho. Los acondicionadores de flujo integrados probados fueron similares al diseño que se muestra en la Figura 6 y de los evaluados en la referencia 8. Para este diseño, la relaciones de aspecto son H / D <0,15 y S / L <0,35. Estos parámetros se muestran en la Figura 6.

Figure 6. Parámetros dimensionales para los acondicionadores de flujo integrados.

7.2.3 Instalación sugerida para medidores Una instalación sugerida para los medidores de cuerpo de ángulo se muestra en la Figura 7. Cuando un acondicionador de flujo no se utiliza, se debe facilitar 10 diámetros nominales de tubería recta aguas arriba del medidor. Cuando un acondicionador de flujo se usa a la entrada se debe tener un mínimo de cinco diámetros nominales a la entrada del medidor y la longitud de tubería de aguas arriba hacia podrá reducirse a cinco diámetros.

Figure 7. Suggested Installation for Angle-Body Meters La tubería de entrada del medidor se puede conectar usando un codo de 90 °o "T". No hay restricciones en la tubería de aguas abajo, salvo que la brida adjunta a la salida del medidor será en tamaño completo. Cualquier válvula justo a la entrada de la instalación estará abierta completamente durante el funcionamiento del medidor. La instalación puede estar orientada verticalmente. Precaución: Se advierte que el error de la configuración de ángulo de cuerpo no ha sido confirmada por investigación publicada. Contactar al fabricante para apoyarse con datos experimentales para los requisitos específicos de instalación. 7.3 Consideraciones ambientales 7.3.1 Temperatura El medidor deberá ser instalado y utilizado en el ambiente y limites de temperatura del gas que fluye especificados por el fabricante.

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7.3.2 Vibración Medidores de turbina, en general, no son susceptibles a las vibraciones. Sin embargo, las frecuencias de vibración que puedan excitar las frecuencias naturales se debe evitar en el conjunto de tuberías, ya que podría dar lugar a un ruido excesivo, daños estructurales a la tubería, y/o reducir la vida de los rodamientos del medidor. 7.3.3 Pulsaciones Las pulsaciones pueden presentarse de varias formas dependiendo del diseño del sistema y las condiciones de funcionamiento. Medidores de turbina instalados cerca de los compresores y reguladores pueden registrarse de forma incorrecta. Pulsaciones del flujo generado por este tipo de equipos generalmente causa al medidor de turbina un exceso de registro. Instalación de amortiguadores de pulsaciones entre la fuente de la pulsación y el medidor de turbina son una manera eficaz de eliminar pulsaciones inducidas por errores de medición. Flujo de transeúntes en el funcionamiento normal tienen un efecto despreciable sobre el rendimiento de la turbina debido a que los medidores de turbina, en general, tienen la capacidad de seguir los lentos cambios de caudal.

7.3.4 Formación de hidratos sólidos y líquidos Las babosas de residuos líquidos o sólidos dentro del medidor pueden dañarlo. La presencia de hidratos en la instalación del medidor hará mediciones inexactas. La tubería del medidor debe estar diseñada para evitar la acumulación de líquido en el cuerpo del medidor y ejecutar la medición.

7.4 Dispositivos asociados 7.4.1 Filtración y Filtros Filtración del gas que circula puede no ser necesario en todos los casos, pero se recomienda en la mayoría de las aplicaciones. La acumulación de depósitos debido a una mezcla de suciedad, escala de molino, condensados y/o aceites lubricantes causan deterioro en el rendimiento del medidor. Desgaste y daños de los cartuchos y/o el fracaso de la medición, puede ser causada por cuerpos extraños en el rotor. La tubería normal puede deteriorarse debido a la calidad del gas durante los picos de demanda y los nuevos tie-ins, o de la corrosión de

tuberías internas que resulta normal en el polvo y la suciedad. En tales condiciones, se recomienda que un filtro con una canasta de 3/32 pulgadas de diámetro agujero máximo y una malla de alambre mesh 40 se instalará la entrada del medidor para captar la mayor parte de este material extraño. En algunos casos, puede ser preferible instalar filtros de 10 micras para la eliminación de polvo fino, aumentando así la vida del rodamiento y minimizar los depósitos en las partes internas del medidor. Un indicador de presión diferencial debe ser instalado a través del filtro o colocarlo para indicar un aumento de la caída de presión resultante de una acumulación de sustancias extrañas en el filtro. La caída de presión normal debe ser observada y grabada en diferentes ratas de flujo cuando el filtro esta sucio o el filtro está limpio.

Un mayor grado de protección del medidor se puede lograr mediante el uso de un filtro tipo seco o separador instalado aguas arriba de la tubería de entrada del medidor. En el comisionamiento de una tubería, se recomienda que el medidor se pase por el by-pass con un elemento de filtración temporal instalado para proteger el medidor de la suciedad y los escombros arrastrados dentro del flujo inicial. 7.4.2 Dispositivos de Limitación La instalación de un dispositivo de aceleración, como un regulador o válvula parcialmente cerrada, no es recomienda, especialmente aguas arriba del medidor. Cuando estas instalaciones son necesarias, el dispositivo de estrangulamiento se debe colocar ocho diámetros nominales de tubería aguas arriba o un plazo adicional de dos diámetros nominales aguas abajo de la línea recomendada en la instalación en la Figura 2. En las configuraciones ilustradas en las figuras 3, 4, 5 y 7, el dispositivo se debe colocar al límite de ocho diámetros nominales de tubería aguas arriba del elevador vertical de entrada o un nominal de otros dos diámetros de tubería aguas abajo del punto de elevador vertical. La colocación de este dispositivo lo más cerca al medidor puede resultar en una mayor incertidumbre y/o reducido la vida útil del medidor.

7.5 Medidas de precaución 7.5.1 Residuos de la instalación Para evitar posibles daños, el cartucho de medición o instrumento de medición debe ser removido si se realizan trabajos, tales como soldadura, pruebas hidrostáticas, etc, en el área inmediata del medidor. El interior del cuerpo del

medidor y la tubería deberá limpiarse a fondo y realizar una inspección de escombros de construcción antes de la sustitución.

7.5.2 Grasa de válvulas Grasa pueden derivarse de algunas válvulas de gasoductos en la corriente de gas durante la lubricación. La grasa de válvulas puede adherirse a las hojas del medidor de turbina, lo que afecta el desempeño del medidor. Los tipos de este tipo de válvulas no deben estar ubicadas justo a la entrada de un medidor de turbina.

7.5.3 Efectos de sobre rango Aumentos repentinos de gas de alta velocidad a través de un medidor de turbina puede producir graves daños en el rotor. Velocidades extremas de gas se puede producir cuando se presuriza, soplando en el medidor o purgas de ejecución. La operación del flujo o los dispositivos de control de presión en el sistema de tuberías aguas abajo también puede crear gases de extremas velocidades.

7.5.3.1

Ejecutar presurización

Es una buena práctica proporcionar válvulas de bloque aislamiento para que el medidor funciona sin interrupción, de manera que el medidor (s) pueden ser calibrado y de fácil mantenimiento. Para una estación de un solo brazo de medición, una línea de derivación de flujo también debe ser considerado (ver Figura 3). El aislamiento con válvulas de bloqueo debe ser utilizado en la secuencia correcta y lentamente para evitar flujos contrarios y/o exceso de velocidad en el medidor durante el inicio. Si las presiones de operación son más de 200 psig, una pequeña línea de presión y válvula de carga en torno a una grande o válvula de bloqueo de acción rápida de entrada permitirá que el medidor que se ejecuta a presión lentamente para evitar exceso de velocidad o daños al rotor. Tamaños recomendados para las válvulas de presión de carga de líneas son las mismas que las de las válvulas de purga en el punto 7.5.3.2.

7.5.3.2

Precauciones de purga

Aunque la mayoría de medidores de turbina puede funcionar más allá de la capacidad nominal durante cortos períodos de momento sin efectos dañinos, un golpe de gran tamaño por las válvulas puede causa giro de velocidades muy superiores a su capacidad nominal. Por lo tanto, las válvulas de purga deben ser dimensionadas como se muestra en la Tabla 1.

Consulte al fabricante para obtener información sobre el tamaño de la válvula para los medidores que no estén cubiertos en la Tabla 1. Algunos medidores y dispositivos secundarios pueden ser dañados cuando se operan en dirección contraria. En tales casos, la válvula de descarga se encuentra aguas debajo del medidor.

7.5.3.3

Dispositivos de limitación de flujo

En las instalaciones donde el flujo excesivo puede ocurrir como resultado de la operación del sistema de tuberías aguas abajo, o como resultado de la operación del flujo o presión de control del equipo, un dispositivo restrictivo puede ser instalado en la tubería aguas debajo del medidor de ejecución para evitar el sobre rango en el medidor. Un dispositivo de protección de rango puede ser limitar el flujo a través del medidor a aproximadamente el 120% del máximo la capacidad nominal del medidor. Los medidores no se pondrán en funcionamiento más allá de su capacidad nominal en circunstancias normales. Consulte la boquilla sónica y tamaños críticos orificio en la Tabla 2. Una pérdida de presión permanente ocurre incluso en las tasas de flujo sub-crítico, cuando uno de estos dispositivos está

instalado. Por lo tanto, la presión adecuada debe estar disponible en la ubicación. Un orificio crítico puede resultar en hasta un 50% de pérdida de presión permanente a las condiciones críticas. Cualquier dispositivo de limitación de flujo puede generar ruido significativo.

De la tabla anterior se basan las siguientes formulas:

Nota: Para asegurarse de que el orificio funciona como una delgada placa de orificio de bordes afilados en caudal crítico, la relación de espesor placa orificio con el diámetro del orificio deberá ser inferior a o igual a 0,125. Consulte la Referencia 9 para obtener información adicional. Si el diámetro es mayor que 0.125, a continuación, los coeficientes de descarga puede tener grandes y Los valores inciertos en el rango de 0,8 a 0,95 (vs 0,73). Esto se debe a capa límite/choque interacciones con en el orificio.

Figure 8. Dimensiones criticas del orificio 7.6 Instalación de accesorios 7.6.1 Dispositivos de medición de la densidad Cuando se usan densitómetros, es conveniente tomar muestras del gas lo más cerca posible a los medidores. Tenga cuidado de no perturbar el flujo de entrada del medidor o de crear una bypass no medido. Los densitómetros deben instalarse aguas abajo del medidor de turbina. Consulte las instrucciones de instalación del fabricante para mayor información.

7.6.2 Correctores e Instrumentación Accesorio, dispositivos e instrumentación, tales como la corrección de dispositivos mecánicos o electrónicos, se instalarán y mantendrán de conformidad con las directrices de los fabricantes. Se debe tener cuidado para asegurar que los dispositivos mecánicos corregir o grabadoras no creen cargas de torque excesivo en los medidores que podrían aumentar la incertidumbre de medición en las bajas ratas de flujo. Los dispositivos o accesorios no deben permitir reducir significativamente el giro del momento del medidor de turbina. (Consulte la sección 8.4)

8 Medidor de Mantenimiento y verificaciones en el terreno de Verificación 8.1 Generalidades Además del diseño de sonido y prácticas de instalación, el rendimiento de la turbina depende de los procedimientos de un buen mantenimiento, inspecciones regulares y controles periódicos sobre el terreno. La frecuencia del mantenimiento depende de las condiciones de gas que circula, operación de la estación y/o requisitos del contrato. Los medidores que operan bajo condiciones sucias de gas que circula, requieren inspecciones más frecuentes. Además, la condición de gas que circula influirá en la frecuencia de engrase para las turbinas lubricadas. Cambios en el desempeño del medidor puede ser detectado por las características de auto-comprobación, mediante inspección visual del mecanismo interno, por pruebas del tiempo de giro, o por la calibración. En la sección 6.3 recomienda condiciones coincidentes en el servicio durante de calibración para determinar la mejor indicación de error del medidor. Sin embargo, la calibración periódica usa el aire atmosférico se puede usar para vigilar el desempeño de medidores en curso. Algunos medidores de turbina de doble rotor tienen lecturas de salida que puede ser utilizado para verificación periódica o continua. Estas lecturas se pueden utilizar para determinar la necesidad de mantenimiento o inspección. Un medidor de turbina también se puede comprobar sobre el terreno, ya sea un medidor en serie o un de verificación del rotor en tándem con el rotor de medición en una turbina de doble rotor. En el caso de dos medidores en serie, el medidor de verificación (un medidor o un medidor de turbina adecuado) se debe instalar en relación con el medidor de campo de manera que no hay ningún efecto en el rendimiento ya sea desde el medidor en presencia del otro. Los efectos de la presión y la temperatura que fluye en ambos medidores debe ser considerados junto con el error del medidor de control en las condiciones de funcionamiento. En el caso de un medidor de doble rotor, ambos rotores pueden ser calibrados, y el chequeo en campo realizado es para comprar el radio de las salidas de los dos rotores.

8.2 Inspección Visual Una inspección visual de los acondicionadores de flujo, tuberías de aguas arriba y aguas abajo, y el medidor internamente debe realizarse periódicamente para asegurar que no haya acumulación de escombros, en particular en el área de pasaje del flujo, los desagües, orificios de ventilación y sistemas de lubricación. Extracción del cartucho de la medición del cuerpo del medidor facilita una inspección de los mecanismos internos. Si el cartucho no es extraíble, desconecte el medidor de la tubería o use de un endoscopio. La inspección de los cartuchos de medición consiste en examinar el rotor de daños o la falta de hojas, acumulación de sólidos, erosión u otros daños que afectan el equilibrio del rotor equilibrio y la configuración de la hoja. Cuando un medidor que se desmonte para

cualquier propósito, la mecanismo debe ser limpiado a fondo para eliminar la suciedad o material extraño. Medidores de operación a menudo puede dar información por el ruido que generan o por las vibraciones que se sienten a través del cuerpo. Si el medidor tiene fuertes vibraciones, por lo general indica daño. Esta condición conduce a un daño total del rotor. El roce del rotor y el deterioro de los cojinetes a menudo se puede escuchar relativamente en las ratas de flujo bajas, este tipo de ruidos no son enmascarados por el ruido de flujo normal. Concurrente de la inspección interior del medidor, los controles deben ser efectuados para garantizar que las juntas están alineadas correctamente y que los acondicionadores de flujo están libres de obstrucciones.

8.3 Limpieza y lubricación Las recomendaciones del fabricante deben seguirse en relación con el engrase de los nuevos medidores antes del servicio y puesta en marcha y luego periódicamente durante el servicio. La frecuencia de lubricación depende de la calidad del gas y las condiciones de funcionamiento. Los medidores de flujo de que operan en altos flujos, altas temperaturas o la medición de gases que contienen sólidos, líquidos u otros contaminantes puede requerir lubricación más frecuente o sustitución, que los medidores de gas relativamente limpio en las ratas de flujo bajo. El engrase mensual se recomienda generalmente iniciando la frecuencia. Un exceso de aceite puede causar fricción adicional que temporalmente disminuye el tiempo de giro. Falta aceite puede causar fricción y el desgaste en el rodamiento y dar lugar a fallos en los cojinetes. Los rodamientos del rotor operan en un régimen de revoluciones elevado. Debido a esto, muchos medidores de turbinas están dotados de medios para engrasar externamente los rodamientos del eje del rotor. Varios métodos pueden estar disponibles para llevar a cabo la lubricación. Un sistema de presión proporciona una presión positiva en exceso de la operación de la línea de presión (por ejemplo, la pistola de la bomba manual). Esto asegura un positivo engrase y lavado de los rodamientos del eje de rotor. Un método de gravedad se debe utilizar en la ausencia de un sistema de presión. Engrasadores automáticos también están disponibles para su uso en los medidores que necesitan una lubricación más frecuente. Puntos distintos de los rodamientos del eje del rotor puede requerir lubricación periódica según lo recomendado por el fabricante. Cuando un medidor que se desmonte, el mecanismo debe ser limpiado a fondo para eliminar la suciedad y materiales extraños. Además, el aceite debe ser agregado a través de la instalación de petróleo fuera y un control visual para asegurar que el aceite fluye libremente a los cojinetes principales. El usuario debe también considerar que una acumulación significativa de suciedad en el cono de la

nariz, y en el área dentro del cuerpo del medidor pueden afectar las características de funcionamiento. Medidores de turbina destinados a ser utilizados como medidores de transferencia en custodia o de maestro en el laboratorio de pruebas de comparación puede no requieren lubricación antes del servicio. Las recomendaciones del fabricante deben seguirse en estos casos.

8.4 Tiempo de prueba de vuelta Pruebas del tiempo de vuelta no están destinadas a tomar el lugar de inspección, mantenimiento o periódica evaluación de los errores del medidor a través de una comprobación de calibración. Sin embargo, una prueba de tiempo de vuelta puede ser un indicador práctico del nivel relativo de la fricción mecánica en el medidor. Aumentado la fricción mecánica puede dar lugar a degradación del rendimiento del medidor y a errores de registro, especialmente en las tasas de flujo bajo y bajas presiones de operación. A medida que aumenta la fricción mecánica, aumenta potencialmente los fallos en los cojinetes u otros componentes. El tiempo de vuelta no es indicativo del desempeño del medidor general. Condiciones, tales como daños o desgaste a los componentes del rotor e internos, o los escombros y materiales extraños en el interior del medidor, pueden afectar el desempeño de medidor con cambios mínimos en el tiempo de giro. Una inspección pormenorizada también se llevará a cabo cuando se realiza una prueba de tiempo de vuelta. El fabricante proporciona n giros para medidores individuales y puede proporcionar tiempos de vuelta del medidor en las distintas etapas de desmontaje. Esas directrices podrían también incluir giro mínimos para distintos modelos y tamaños de medidores. Orientaciones publicadas por el fabricante y los procedimientos para las pruebas de tiempo de giro se deben seguir. Un ejemplo de una prueba de tiempo de giro aparece en el Apéndice F. Se recomienda que una prueba de tiempo de giro inicial se lleve a cabo para establecer una base para los medidores con el cartucho de medición completamente ensamblado, a excepción de los indicadores del registro o de la grabación de velocidades. Cuando los dispositivos accesorios (registro, indicador de integración, generadores de pulso, etc.) están instalados, el cuidado se debe tomar para asegurarse de que no se introduce ningún exceso de fricción. Una prueba del tiempo de giro se debe realizar para comprobar que el dispositivo accesorio no ha afectado al medidor Después de la lubricación, el medidor debe funcionar de acuerdo a las directrices y procedimiento del fabricante para reducir el arrastre de cualquier exceso de aceite antes de realizar una prueba de tiempo de vuelta. Cuando el medidor que ha estado inactivo durante un largo período de tiempo no responde a las especificadas por el fabricante, el tiempo de giro mínimo debe ser engrasado y

funcionar durante un período de tiempo antes de repetir la prueba de tiempo de giro. Las pruebas de tiempo de giro pueden ser llevadas a cabo en los medidores completos o en los cartuchos de medición solos. Si el medidor o el cartucho se quitan de la duración de la prueba, la prueba debe ser llevada a cabo en un ambiente sin corrientes de aire con el mecanismo de apoyo en su posición de funcionamiento normal. La realización de una prueba de tiempo de giro con el medidor en línea requiere la presión del medidor en ejecución. Asegurar que las válvulas de cierre del medidor no tengan perdidas, porque las fugas de las válvulas y/o proyectos en el largo medidor afectan la prueba de gas de baja presión de una manguera o el tubo puede ser utilizado para girar el rotor de la turbina a una velocidad suficiente para iniciar la prueba de tiempo de giro en línea. Omite alrededor de las válvulas de cierre pueden ser instalados a tal efecto. Se debe tener cuidado para asegurar que el gas con ventilación no se acumule. Independientemente de la ubicación, la prueba se lleva a cabo mediante la reacción del rotor en movimiento, de forma manual o por un chorro de aire o gas, en la misma dirección que en condiciones de operación. Se mide el tiempo del rotor hasta que deje de girar. Cuando el rotor se pone en movimiento por un chorro, mucho tiempo de haber añadido el rotor gira a una velocidad excepcional. La temperatura ambiente, la lubricación, la presencia de accesorios, la manera de iniciar la rotación de la cuchilla y otros factores afectan los tiempos de giro y deben ser considerados para obtener resultados reproducibles y comparables de una prueba a otra. Se recomienda que los registros de prueba del tiempo de giro se mantengan durante el tiempo con el fin de detectar cambios en la integridad del rodamiento. Una curva de caída típica del medidor de horas de giro se observa en la Figura 9.

Figure 9. Curva de caída típica del medidor para el tiempo de giro

Una prueba de tiempo de giro se debe repetir tres veces, con desviaciones menos del 10% del promedio de tiempo de giro. Si los tiempos de vuelta son inferiores a los recomendados por el fabricante, las pruebas pueden ser repetidas a niveles diferentes de desmontaje hasta que la fuente anormal de la fricción se determine. Limpieza, lubricación o sustitución de los cojinetes u otros componentes pueden llevar el tiempo de giro de nuevo a un valor aceptable. Los rodamientos, ejes, acoplamiento magnético ensambles o engranaje podrá sustituirse, en unos medidores sin afectar el rendimiento del medidor. Consulte al fabricante para recomendaciones específicas. Un seguimiento del tiempo de giro de prueba debe realizarse después de las reparaciones o el reemplazo de componentes. Si un resultado obtenido no es aceptable, el instrumento de medición debe ser retirado del servicio.

8.5 Medidor de campo de doble rotor Medidores de turbina de doble rotor puede ofrecer la capacidad de comprobar el funcionamiento del medidor en sitio comparando los resultados del rotor. Consultar la literatura del fabricante para mayor información.

8.6 Consideraciones repetición d e la prueba Medidores, o de sus cartuchos de medición, debe volver a analizar en forma periódica. El período entre las pruebas deberá ser acorde con el uso del medidor y condiciones de la línea. En algunos casos, agencias reguladoras establecen los intervalos de prueba. La decisión de realizar periódicas pruebas de calibración se deja a los usuarios. A menudo, cuando un medidor o cartucho se devuelve para reparación/calibración, el usuario solicita una calibración con el fin de tener un registro de los errores del medidor cuando fue retirado de servicio. Esta información es útil en el caso de una disputa de medición y puede ser útil en el establecimiento de los intervalos de recalibración.

APENDICE A Diseño de medidores de turbina A.1 Medidores de Turbina de medidor Simple A.1.1 Diseño de medidores de Gas Diagramas de un medidor de turbina de rotor simple de flujo axial se puede ver en las figures A.1 y A.2. El gas entrando al medidor incrementa la velocidad al pasar por el pasaje anular formado por el cono y la pared interior del cuerpo de la turbina. El movimiento de las aspas angulares del rotor imparte una fuerza sobre el rotor, causando que este rote. La velocidad de rotación ideal es directamente a la rata de flujo. La velocidad de rotación actual es función del tamaño y la longitud del canal de flujo, y el diseño del rotor. Esto también depende de la carga debido a la fricción interna de los dispositivos mecánicos, fricción del fluido, factores externos y densidad del gas.

A.1.2 Diseño de medidores de líquido El diseño básico de un medidor de turbina de gas de flujo axial difiere significativamente del medidor de turbina de líquido debido a las propiedades como densidad, viscosidad y compresibilidad de los fluidos. La necesidad de extraer la suficiente energía cinética del fluido para proveer el torque necesario para vencer las fuerzas por fricción, tanto internas como externas da como resultado la proporción típica entre el cono y el conductor anular tal como se ve en la figura A.1. Sin embargo, el diseño de las turbinas de gas es similar en ciertas proporciones a las turbinas para líquido, esto se puede ver en la figura A.2, han sido usadas exitosamente para tamaños y aplicaciones especificas (por ejemplo, tamaños más pequeños que 4 pulgadas operando a ratas de flujo o presión altas). Típicamente, estos diseños proveen bajo torque a similares ratas de flujo o presión y no pueden manejar las salidas o instrumentos. A.2 Medidor de Turbina de doble rotor (Bi-Rotor) A.2.1 Diseños dual Rotor Los diagramas de varios medidores de turbina de rotor dual (Bi-Rotor) se muestran en las figuras A.3, A.4, A.5 y A.6. El rotor primario o rotor principal del medidor de cada uno de estos diseños es básicamente el mismo como el que se muestra en la figura A.1 para el medidor de turbina de rotor simple. Las aspas del rotor primario tienen típicamente ángulos de inclinación en un rango de 30 a 60

grados. Este rotor puede tener un dispositivo de salida para un registrador mecánico o para un accesorio.

A.2.2 Diseño del Rotor Secundario El rotor secundario esta aguas abajo del rotor principal se puede ver en la figura A.3, A.4, A.5 y A.6. Pueden estar separados del rotor primario y aislado de ellos por acondicionadores de flujo (Figuras A.3 y A.6). Algunos diseños proporcionan acoplamiento para el fluido del rotor secundario al primario mediante el posicionamiento de los rotores colocándolos cerca uno del otro (Figura A.4 y A.5). En cualquier caso, la rotación del rotor secundario puede ser en la misma o dirección opuesta a la del rotor primario. Típicamente, el rotor secundario opera a más baja velocidad que el rotor primario en orden de extender su tiempo de servicio y diferenciar las mediciones de los dos rotores esto para poder hacer verificaciones.

A.2.3 Funciones del Rotor Secundario El rotor secundario esta puesto para revisar y/o mejorar la integridad de la medición del rotor primario bajo varias condiciones de medición y flujo. En algunos medidores de turbina de rotor dual (Bi-Rotor), el rotor secundario puede proveer ajustes de la medición para mejorar el error del rotor primario y proveer diagnósticos bajo ciertas condiciones de operación.

A.3 Electrónica de los medidores de rotor dual (Bi-Rotor) La salida de pulsos correspondiente a la velocidad de los rotores en turbinas de rotor dual (Bi-Rotor) son dadas por sensores que detectan el paso de cada una de las aspas, los espacios entre chopper disk o los dientes de los engranajes de los rotores. Estas señales son alimentadas a dispositivos electrónicos o a un dispositivo del usuario con un algoritmo adecuado que calcula y compara volúmenes de los dos rotores, y/o realiza diagnósticos.

APÉNDICE B Medición de Flujo Másico y Volumétrico B.1 Ecuaciones para el Cálculo del Flujo Volumétrico El medidor de turbina es un dispositivo para medir velocidad. Este depende del flujo de gas para causar el giro en el rotor del medidor a una velocidad proporcional a la rata de flujo. Las revoluciones son contadas mecánica o electrónicamente y pueden ser convertidas a en un registro continuo del volumen total. Puesto que el volumen registrado es a condiciones de presión y temperatura a la que fluye, este debe ser corregido a las condiciones base especificadas acorde con lo contractual. El registro del medidor de turbina indica el volumen a las condiciones de flujo así que este necesita corregirse a las condiciones base. B.1.1 Leyes Básicas de los Gases Los subíndices “b” indican las condiciones base, “f” indican condiciones de flujo y “v” indica condiciones calculadas que son las usadas en este apéndice. Las relaciones básicas de las leyes de los gases se expresa como sigue:

Puesto que R es una constante para el gas independiente de la presión y temperatura, y para el mismo número de moles del gas (N), las dos ecuaciones pueden ser combinadas para producir:

B.1.2 Rata de flujo a las Condiciones de Flujo

B.1.3 Rata de flujo a las Condiciones Base

B.1.4 Factor de corrección de Presión

En lugares donde el valor de la presión atmosférica no está definido por la “Federal Energy Regulatory commission Tariff” o por los términos contractuales, la presión atmosférica puede ser determinada usando las siguientes ecuaciones las cuales están basadas en la publicación de la “National Oceanic and Atmospheric Administration”, U.S Standard Atmosphere, 1976 (Referencia 11)

B.1.5 Factor de corrección de Temperatura

B.1.6 Factor de corrección de compresibilidad

El factor de corrección de compresibilidad puede ser evaluado desde el factor de supercompresibilidad Fpv como sigue:

Los valores de compresibilidad pueden ser determinados de la última edición del reporte AGA No.8 (Referencia 1), o como sea especificado en los contratos tarifarios, o como un mutuo acuerdo entre las dos partes.

B.1.7 Ecuaciones para la Rangeabilidad del Medidor B.1.7.1 Máxima rata de flujo Los medidores de turbina son generalmente diseñados para una rata de flujo máxima con el propósito que no exceda cierta velocidad del rotor. Esta rata de flujo máxima se mantiene la misma (a menos que el fabricante lo declare de otra manera) para todas las presiones dentro del rango de operación.

La máxima rata de flujo a las condiciones base Qt se puede expresar como:

Mínima Rata de Flujo y Rangeabilidad La mínima rata de flujo (o mínima capacidad) para un medidor de turbina es la más baja rata de flujo a la cual el medidor puede operar dentro de los límites especificados para el error. Generalmente la mínima rata de flujo depende de la magnitud de los elementos que generan fricción y la densidad del gas a medir. La mínima rata de flujo a las condiciones bases es:

El rango de operación par el flujo para mediciones precisas incrementa

aproximadamente como la raíz cuadrada de la relación de la presión Generalmente, la temperatura y la presión de diseño están cerca de la temperatura y presión base. En este caso:

Y la mínima rata de flujo a las condiciones de flujo:

Frecuentemente la temperatura y la relación de compresibilidad están cerca a la unidad y pueden ser despreciadas para propósitos de aproximación. El rango de operación del medidor de turbina de gas es el rango de flujo sobre el cual el medidor operara dentro de sus especificaciones de desempeño. En general, el rango del medidor de turbina variara directamente con la raíz cuadrada de la densidad del gas. Como la densidad incremente, la linealidad del medidor se extenderá a una rata de flujo baja mientras que el límite superior se mantiene fijo por las consideraciones de diseño mencionadas antes. Esto:

B.1 Ecuaciones para el Cálculo del Flujo Másico Mediciones de flujo másico pueden ser empleadas para llegar a volumen base (Vb) o rata de flujo de volumen base (Qb) a través del uso de un medidor de turbina y densitómetro o calculándolo desde el análisis composicional. La masa o la rata de masa de flujo es:

Puesto que la masa o rata de masa a las condiciones de flujo son iguales a las condiciones base esto se puede decir que:

Las ecuaciones de arriba muestra que le volumen base (Vb) o rata de flujo de volumen base (Qb) pueden ser calculadas conociendo la densidad del fluido en ambas condiciones de flujo y base sin la necesidad de medir la presión de flujo (Pf) o la temperatura de flujo (Tf) y calculando el factor de corrección de compresibilidad.

APÉNDICE C Cálculos de Flujo C.1 Lecturas de los registros del medidor Cuando calcule el volumen total sin corregir con los registros del medidor, se toman dos lecturas para el periodo de tiempo definido contractualmente; por ejemplo, una lectura al principio del mes y la segunda lectura al final del mes. La primera lectura se le resta a la segunda para obtener el volumen sin corregir durante el mes. Si la unidad de volumen más pequeña que puede ser leída del registro es mayor que 1 pie cubico; por ejemplo, 10, 100, 1000 etc, entonces la diferencia de las dos lecturas es multiplicada por la unidad de volumen más pequeña que muestre el registro.

C.2 Cómputo Electrónico Las salidas electrónicas de los medidores pueden ser utilizadas en computadores en conjunto con señales de temperatura y presión para obtener los volúmenes a condiciones base de facturación y/o telemetría.

C.3 Dispositivos Mecanicos integrados Estos instrumentos aplican a presión, o combinación de presión y factor de compresibilidad, para el volumen de gas medido sea corregido a presión base. Un mecanismo adicional también puede aplicarse al factor de temperatura, de esa manera se provee un registro a condiciones base.

C.4 Dispositivos para registrar Presión, Volumen y Temperatura Hay disponibles varios tipos de dispositivos para registrar presión, temperatura y volumen sin corregir. Las cartas resultantes pueden ser integradas para obtener el volumen a las condiciones base.

APÉNDICE D Ajustes y Salidas del Medidor Los medidores de turbina tienen salidas que puede ser ajustada después de la calibración. Los siguientes son ejemplos específicos de métodos de ajustes mecánicos y electrónicos y los cálculos asociados usando unos datos hipotéticos de calibración. También se muestra ejemplos de utilización de varias técnicas de ajuste de curva para lograr la implementación de los factores K y factores de medidor en los accesorios.

D.1 Cambio de Engranajes Procedimientos de calibración de las salidas mecánicas de un medidor de turbina normalmente están acompañados por la selección de un juego apropiado de engranajes de cambio. Los engranajes de cambio son un juego de engranajes de acoplamiento, un engranaje conduce y el otro es conducido, que son parte de un eje reductor de salida. La reducción total permite una revolución completa del eje de salida lo que representa un volumen finito; por ejemplo 100 pies cúbicos, 1000 pies cúbicos, 1 metro cubico o 10 metros cúbicos. Puesto que cada juego de engranajes disponible para cambio tiene una combinación diferente de dientes, cambiar estos permite un ajuste a la relación del engranaje. El diseño básico de un medidor de turbina para cada modelo utiliza como base un conjunto de engranajes de cambio para obtener una relación específica de la reducción. Sin embargo, debido a las variaciones del fabricante entre un medidor o unos requisitos específicos del cliente, la calibración inicial de fabrica con los engranajes base puede no ser adecuada. Otro juego de engranajes de cambio es instalado para alcanzar la relación de reducción y ajustar el registro mecánico de volumen. Los ajustes deben ser de la misma magnitud para todos los flujos. La tabla D.1 y la figura D.1 muestran un ejemplo para el desempeño de la salida mecánica de un medidor de turbina antes y después de la instalación de unos nuevos engranajes (por ejemplo, dando como resultado en un cambio en el registro de un -0.24% para todas las ratas de flujo)

Notas: 1. Porcentaje de error = (Volumen indicado –Volumen de Referencia)/ Volumen de referencia x 100 2. Volumen indicado y de referencia deben estar a las mismas condiciones de temperatura y presión previo a la realización de los cálculos de error. 3. El cambio en el porcentaje de error, por ejemplo (-0.24%)= {[(75/53)(72/51)]/(72/51)}x100 viniendo de los engranajes iníciales (72/51) a los finales (75/53). 4. Los ajustes de los engranajes de cambio pueden ser únicamente incrementos discretos y dependen de la combinación de dientes disponibles.

D.2 Factores (k) Los factores K de los medidores de turbine, en unidades de pulsos/volumen, son fijadas durante la calibración. Los factores K son usados para convertir pulsos, acumulados en la salida electrónica del medidor, en unidades de volumen. (Ver ecuación D.1)

Estos cálculos normalmente son realizados en un accesorio electrónico por la división de los pulsos, acumulados en un periodo de tiempo, por el factor K. Note que, puede haber un factor K único para cada salida de pulsos del medidor. También, puede haber diferentes factores k asociados con flujos específicos determinados por la calibración. El fabricante o facilidad de calibración preverá el factor k o los factores para la (s) salida electrónicas del medidor. Esos valores deben estar correctamente incluidos en el accesorio electrónico de manera que genere un registro correcto de volumen hacia las salidas electrónicas de pulsos del medidor. La tabla D.2 muestra un ejemplo del cálculo de un factor K, relacionado con el cambio de un engranaje y la relación de reducción de un medidor de turbina. También se muestra un factor K que se determino como un promedio de factores K individuales de cinco ratas de flujo de una calibración de un medidor de turbina que solo tiene una salida electrónica.

Puede haber un solo factor K para usar con todas las ratas de flujo en el rango de funcionamiento del medidor. El factor K puede estar basado en cálculos de cambio de relación, como en el tabla D.2, o en el promedio aritmético de los factores K individuales determinados a partir de la calibración a diferentes ratas de flujo, o el factor K puede ser ponderado por un rata de flujo del rango de operación. La tabla D.3 muestra un solo factor K calculado a partir de cambio de relación y un ejemplo de la prueba del medidor "tal como se encontró".

Nota: El factor K mostrado en la tabla D.3 está basado en salida de pulsos de alta frecuencia del sensor en el eje del rotor (ver ejemplo 1 tabla D.2) Un solo factor K para todas las ratas de flujo, o factores K individuales para cada rata de flujo de calibración, pueden ser incorporados a un dispositivo electrónico o computador de flujo para usarse en la conversión de pulsos de salida del medidor de turbina a de volumen. La tabla D.4 muestra un ejemplo de los factores K individuales para cada rata de flujo del medidor de prueba. Estos factores K individuales han sido ajustado por el porcentaje de error de "tal y como se encuentran", para llevar cada rata de flujo a error cero.

Nota: los valores del multiplicador que se muestra en la tabla D.4 se derivan del error del medidor de los encontrados y son usados para calcular los factores K individuales. Estos valores multiplicadores son equivalentes a valores del medidor) mostrados en la Sección D.3. Además, tenga en cuenta que (1/factor las técnicas de ajuste de curvas o linealización, como se muestra en la sección D.3 para el factor de medidor, se puede aplicar a la factores K individuales, también, para su uso en un dispositivo accesorio o computador de flujo. Una facilidad de calibración pueden dar factores de medidor además o en lugar de valores de porcentaje de error de un medidor. Estos pueden aplicarse a cualquiera de los dos, salida mecánica o la salida de pulsos electrónicos (s) del medidor. Los factores del medidor son multiplicadores a dimensionales. El factor del medidor es la relación entre el volumen de referencia y el volumen indicado de prueba del medidor, para una rata de flujo determinada. Los volúmenes para el medidor de prueba y de referencia deben ser a las mismas condiciones. La salida del medidor es multiplicada por el factor de medidor para ajustar la salida de medidor, en un esfuerzo por eliminar los errores conocidos. La tabla D.5 muestra los factores de medidor para el medidor de prueba del ejemplo.

La medida puede ser mejorada mediante la programación en un computador de flujo para ajustar o linealizar la curva de calibración del factor de medidor. Linealización multipunto o técnicas de ajuste de curvas polinomiales se puede utilizar para aplicar los factores del medidor en todo el rango de operación. Las tablas D.6 a D.8 y las figuras D.2 a D.6 muestran ejemplos de varias técnicas de ajuste de curvas: También se muestran ejemplos de porcentajes de error relativos que puedan derivarse de las imperfecciones inherentes a cada técnica.

La figura D.4 muestra curvas de comparación de ajuste de curva polinomial a interpolación lineal para el medidor de prueba de ejemplo. Para las "partes" de la linealización de la curva, los factores del medidor son aplicados en pasos que permanecen constantes en las regiones de las ratas de flujo. Un ejemplo es el que se muestra en la tabla D.8 y en la figura D.5.

El error resultante de la aplicación del ajuste de la curva por tramos de los datos de ejemplo muestra los cambios escalonados para ratas de flujo donde el factor de medidor y se puede ver en la figura D.6.

D.4 Factor Final del Medidor El factordel final del medidor el en promedio media de los factores medidor, (ver la puede secciónser D.3), el rangoaritmético de flujo eno ellaque el medidor se va a usar. El factor final del medidor también puede ser ponderado con un mayor peso hacia los factores individuales de medidor en los caudales más altos en el que el medidor se va a usar. El factor final del medidor es un multiplicador único que puede ser aplicado a cualquiera de las salidas simples o individuales mecánicas o electrónicas. El factor final del medidor se puede aplicar para compensar desviaciones de calibración sistemática. Este es aplicado a cualquier volumen de salida del medidor multiplicado por el factor final del medidor. Este es aplicado a cualquier factor(s) K dividido por el factor final del medidor. La tabla D.9 y figuras D.7 y D.8 ilustran un ejemplo del desempeño del porcentaje de error para un medidor de prueba antes y después que el factor final del medidor es aplicador. Se muestran ambos el promedio aritmético y flujo ponderados por el factor final del medidor.

Nota 1: En este ejemplo, el factor del medidor ha sido ponderado por un porcentaje de error normalizado al 50 por ciento de Qmax hasta cero. Diferentes métodos de ponderación de flujo pueden ser usados para otras aplicaciones.

D.5 Factor de Rotor p ara Medidores de Rotor-Dual (Bi-Rotor) Para medidores de rotor dual, pueden existir factores de rotor único e individual, en unidades de pulsos/volumen, asociados a cada rotor de salida de pulsos. Ejemplos de factores de rotor para el rotor primario y secundario de un medidor de turbina de rotor dual son: • •

Factor de Rotor (para el rotor primario) = 95.2000 pulsos/pies cúbicos Factor de Rotor (para el rotor secundario) = 143.4000 pulsos/pies cúbicos

Los factores de rotor deben ser usados con los algoritmos propietarios tal como lo indique el fabricante del medidor de turbine de rotor dual. Tenga en cuenta que el factor de rotor (s) no debe confundirse con el factor(s) K. A pesar de que los factores del rotor tienen las mismas unidades que los factores K e incluso puede ser de valor similar, sus aplicaciones son muy diferentes y no deben ser utilizados intercambiada mente. Por ejemplo, el factor K para el rotor principal del medidor de arriba puede ser 103.3883 pulsos/pie-cúbico. Los usuarios deben consultar con el fabricante de medidores de turbina de doble rotor para obtener instrucciones específicas sobre el uso correcto de los factores de rotor y/o factores K.

APENDICE E LINEAMIENTOS DE CALIBRACIÓN E 1 Relación Número de Reynolds y Rata d e Flujo La referencia 3 muestra que los medidores se deben calibrar bajo condiciones que sean similares a las esperadas en servicio. Para muchos medidores y condiciones del servicio, la calibración sobre la gama prevista de números de Reynolds y de flujos proporcionará los mejores resultados. Los números de Reynolds se pueden calcular de la ecuación 6,3. (Repetido aquí para la conveniencia.) Re = 4 (Q) (p)/ K(D) (ju) Eq. (E.1)

Donde

Re = Número de Reynolds    

Q = Rata de flujo Volumétrica D = Diámetro del medidor p = Densidad H = Viscosidad Absoluta

De los subíndices “/” denotando condiciones de campo, y el “í”, denotando condiciones de prueba, se utiliza en este apéndice. Comparando el Número de Reynolds y la Rata de Flujo se requiere las siguientes relaciones: Re, = Ref, Q, = Qf, y:

De esta relación, la densidad del gas de la prueba puede ser calculada. De la densidad de la prueba, la presión necesaria del gas de la prueba puede ser calculada. Las condiciones resultantes serán tales que los números de Reynolds encontrados en el campo serán comparados en las instalaciones de pruebas. Los K-factor medidos a cada flujo de la prueba se pueden después programar directamente en un computador de flujo para los propósitos de la linealización o utilizar al calcular el factor del medidor final. Los K-factor determinados de este modo se pueden utilizar directamente para la medida del gas natural sin importar el gas de la calibración usado. En caso que el gas natural se utilice como el medio de prueba, las densidades y las viscosidades entre las condiciones de campo y las condiciones de prueba necesitan ser ajustadas según diferencias de la temperatura y de la composición solamente. Eventualmente se utiliza un gas alternativo de prueba, las propiedades del gas de

la prueba determinarán sus características de la densidad y de la viscosidad. En cualquier caso, la presión del gas de prueba se ajusta a las condiciones para crear un número de Reynolds y flujo equivalentes. Un cálculo del ejemplo usando el aire como el gas de la prueba se proporciona en E.5.1. E.2 Relación Presión y Rata de Flujo La comparación del número de Reynolds descrito en la sección E.1 diferencia de un método de uso general de establecer las condiciones de prueba para los medidores de turbina con los gases alternativos. Tradicionalmente, la práctica ha sido comparar la presión en servicio y los flujos durante las pruebas. Cuando el medio de prueba es un gas de la alta densidad relativa, los resultados de esta práctica en densidad y, en algunos casos, de las condiciones del número Reynolds en el medidor, son perceptiblemente más altas que la condiciones en servicio. En pruebas con gases pesados los resultados de comparación de la presión y de los flujos resulta un alto momento en el rotor. Esto significa que el cojinete de empuje del rotor podría ser sobrecargado, con efectos perjudiciales en la exactitud y vida del medidor. El fabricante debe ser consultado antes de realizar calibraciones de este modo. E.3 Relación Densidad y Número de Reynolds La densidad referenciarelacionados 3 muestra que medidores de pueden exhibir efectos de conalgunos el funcionamiento. Enturbina la investigación descrita en la referencia 3, este efecto fue observado solamente a las presiones bajas y a las ratas de flujo bajo en algunos medidores (refiérase a la sección 6.3.1.2 para una discusión). Es posible utilizar un acercamiento similar al descrito en la sección E.1 para evaluar este aspecto del funcionamiento del medidor. La densidad y el número de Reynolds serían relacionados en vez del flujo y del número de Reynolds. Usando la misma notación anterior, la comparación del campo y el número de Reynolds y la densidad de la prueba, y la caída de los términos constantes lleva a la relación: Qf /jiif =Qt/ju, Eq.(E.3)

Como puede ser visto del antedicho, la gama del flujo de la prueba diferenciará de ésa en el campo por el coeficiente de las viscosidades. El cálculo del ejemplo mostrado abajo también ilustra esta opción. Observen, al usar densidad y número de Reynolds que relacionan en gases alternativos de la calibración, puede no ser posible calibrar el medidor sobre su gama diseñada de flujo. Esta limitación se discute más detalladamente en el ejemplo E.5.2.

E.4 Relación Densidad y Rata de Flujo Otro acercamiento alternativo a evaluar efectos de la densidad relacionados con el funcionamiento es relacionar la densidad y el flujo durante la calibración. Con los gases alternativos típicos de calibración, este acercamiento lleva a los números de Reynolds durante la calibración, que son perceptiblemente más bajos que éstos en el campo. Puede ser deseable calibrar algunos medidores bajo más de un sistema de condiciones para evaluar su funcionamiento previsto en el campo.

E 5 Ejemplo de Cálculos Un medidor de 4” debe ser instalado en un gaseoducto natural de 150 psig, a los flujos a partir del 1.600 a 16.000 pies cúbicos reales por la hora. Se piensa calibrar el medidor en una instalación que utilice el aire como el médium de la prueba. Las propiedades del gas natural son:

La gama resultante del número de Reynolds es 120.762 a 1.207.602. (Nota que no es necesario al número de Reynolds se calcule utilizando este método. Solucionar la ecuación E.2 o E.3 es suficiente. La gama de números de Reynolds se muestra aquí para los propósitos de la referencia solamente.) El gas de la prueba es aire. La viscosidad del aire en 60°F es 0,01774 cp. E.5.1 Relacionando el número de Reynolds y la rata de Flujo La ecuación E.2 se puede cambiar de la forma: pt =(Pf)(Mt/Mf) Eq- (E.4)

La densidad resultante del aire de la prueba por lo tanto sería 0,8479 lb/pie3s. El aire tienesería estacalibrado densidaden(en 60° F) 148 en una d e en cerca de 148 Así, el medidor aire de psig presión a los flujos servicio y lospsig. factores K resultantes aplicaron directamente a corregir la salida del medidor. E.5.2 Relacionando el número de Reynolds y la Densidad

La densidad del gas del campo que se relacionará es 0,5191 lb/pie3s. En aire, esta densidad da lugar a una presión de prueba de cerca de 85 psig. La ecuación E.3 se puede cambiar bajo la forma de: Qt = (Qf)(/it/Mf) Eq.(E.5)

La gama resultante del flujo por lo tanto sería el acfh 2.614 a 26.136. PRECAUCIÓN: El flujo superior resultante está más allá del máximo para este medidor. Las pruebas no se pueden conducir sobre el flujo clasificado máximo sin el riesgo severo de dañar el medidor. Con la densidad y número de Reynolds relacionadas en (es decir, pesado) gases alternativos típicos de la calibración, la gama del flujo del campo puede ser relacionadas solamente si no se acerca al máximo para un tamaño particular del medidor. Esta limitación en la gama de flujos calibrados reducirá la gama de número de Reynolds calibrado.

APENDICE F PRUEBAS DE TIEMPO DE VUELTA F.1 prueba en línea 1. Aísle y despresurice el brazo de medición en funcionamiento. 2. Controle el índice de descompresión del brazo de medición en funcionamiento para no exceder 60 PSI por minuto. 3. Determine el tiempo en línea de la vuelta del medidor actual. a. Conducir tres ensayos del tiempo de giro: i. Haga girar el rotor expresando el gas de la válvula de entrada de la prueba del tiempo de vuelta a través de la válvula de salida de la prueba del tiempo de la vuelta. ii. Ajuste el flujo de gas para hacer girar el rotor constantemente a una rata igual o levemente mayor que a la rata en línea del comienzo de la prueba del tiempo de vuelta para el medidor (véase Tabla F.1). iii. Cerrar la válvula de la prueba del tiempo de vuelta y medir el tiempo de la vuelta del rotor. b. Calcular el tiempo en línea actual de la vuelta como la media de los resultados de los tres ensayos. 4. Compare el tiempo en línea actual de la vuelta, con la línea baja del tiempo en línea de la vuelta. 5. Quite y limpie o repare el módulo del medidor si el tiempo actual es menor que el tiempo de la línea de fondo por 10% o cinco segundos; cualquiera es mayor. 6. Purgue y presurice el brazo de medición en funcionamiento. 7. Controle el índice de presurización para prevenir daño al dispositivo primario y para evitarlo crear una presión diferencial excesiva a través del medidor de turbina.

TABLA F.1 RATA DE FLUJO DE INICIO PARA PRUEBAS EN LINEA DEL TIEMPO DE VUELTA

F.2 Prueba fuera de la línea 1. Aísle y despresurice el brazo de medición en funcionamiento. 2. Controle el índice de descompresión del brazo en funcionamiento para no exceder 60 PSI por minuto. 3. Quite el módulo del medidor del brazo de medición en funcionamiento. 4. Coloque el módulo del medidor con el eje horizontal, en un ambiente libre de proyectos. 5. Realice la prueba del tiempo de la vuelta. a. Conducir tres ensayos del tiempo de giro: i. Haga girar el rotor en la dirección de la rotación normal. ii. Mida el tiempo transcurrido hasta que el rotor tenga a una parada. b. Calcular el tiempo libre de la vuelta con la media de los resultados de los tres ensayos. i. Compare como se encontró el tiempo libre de la vuelta con el tiempo especificado por el fabricante. ii. Substituya los transportes o el módulo del medidor si se encontró que el tiempo de vuelta libre no está dentro del 90% del tiempo especificado por el fabricante. iii. El reemplazo de un módulo del rotor dual requiere un cambio en la memoria electrónica estándar programable de solo lectura (PROM). 6. Realicedespués una prueba tiempo la vuelta si encontró una acción correctiva requerida de ladel prueba del de tiempo de vuelta. 7. Compare el tiempo libre de la vuelta con el tiempo de vuelta especificado por el fabricante.

8. Substituya el módulo del medidor si el tiempo es menor del 90% del tiempo del fabricante, incluso después se han tomado medidas correctivas. 9. Reinstale el módulo del medidor en el brazo de medición. 10. Purgue y presurice el brazo de medición. 11. Controle el índice de presurización para prevenir daño al dispositivo primario y para evitar crear una presión diferencial excesiva a través del medidor de turbina.

LISTA DE REFERENCIA

Referencia 1: A.G.A. Transmission Measurement Committee Report No. 8, Compressibility Factors of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases,

American Gas Association, Washington, D.C., November 1992.

Referencia 2: George, D. L., GRI Topical Report GRI-01-0226, Metering Research

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