MEDIDORES ORIFICIO

MEDIDORES ORIFICIO en GAS NATURAL CONSIDERACIONES GENERALES PARA ASEGURAR UNA BUENA MEDICION por: Nelson Menéndez D - Ing Operaciones (ENAP Magallanes) Abril 2006

MEDIDORES ORIFICIO en GAS NATURAL CONSIDERACIONES GENERALES PARA ASEGURAR UNA BUENA MEDICION por: Nelson Menéndez D - Ing Ejec. Químico (ENAP Magallanes) Abril 2006

-Los medidores orificio son los medidores más usados en la industria de los hidrocarburos. Son aparatos simples y muy resistentes a cualquier condición climática. Su principio de operación se basa en crear una restricción al flujo de tal manera de generar una presión diferencial entre dos puntos (taps). La raíz cuadrada de esta presión diferencial es directamente proporcional al flujo (esto significa que la presión diferencial tiene que aumentar en 4 veces para que el flujo recién se duplique). Sin embargo, conocer esta presión diferencial no es suficiente para poder calcular el flujo, para ello se requiere conocer una gran cantidad de otros datos.

Formación de la vena contracta en un orificio concéntrico (el diámetro de la vena es levemente menor al del orificio).

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Como lamentablemente, los resultados obtenidos para este tipo de medidores, aplicando ecuaciones puramente teóricas, dan flujos significativamente superiores al flujo real (por causas comos la no correspondencia entre los puntos de toma de presiones y los diámetros usados para la vena contracta, y por efectos viscosos y de fricción no considerados, esto a diferencia de un medidor tipo venturi que se comporta en forma casi ideal), se requiere obligadamente calibrar el equipo en laboratorio. Como no es práctico enviar cada medidor que se fabrica a laboratorio, se han desarrollado correlaciones que permiten obtener lo que se conoce como coeficiente de descarga del orificio. Estas están basadas en miles de experiencias realizadas por diferentes laboratorios a través del tiempo con distintos placas orificios y con distintos fluidos, usando diferentes tamaños de medidor aunque siempre manteniendo un diseño común en todas las pruebas. -

Los coeficientes de descarga de un medidor orificio son determinados experimentalmente en laboratorios de diferentes partes del mundo a través de trabajos encargados, supervisados o adquiridos por la AGA (American Gas Association).

- El coeficiente de descarga del orificio (Cd), no es otra cosa que un factor de corrección empírico que ajusta el valor de flujo obtenido a través de una ecuación hidráulica pura (ecuación de Bernoulli) con respecto al valor de flujo medido experimentalmente. Un valor típico de este coeficiente para este tipo de medidor, es 0,6 (esto significa que en ese caso, el flujo real es en realidad un 60% del valor del flujo calculado teóricamente). En términos matemáticos, esto se expresa así:

Cd = Flujo real medido / Flujo calculado teórico Sin embargo, y de aquí nace la complejidad del cálculo de flujo, este coeficiente no es fijo y va variando en función de una cantidad considerable de factores, uno de ellos es el mismo flujo. Ahora bien, las características del flujo se definen mediante un parámetro conocido como número de Reynolds. Para un mismo medidor, a igual número de Reynolds, igual coeficiente de orificio, independientemente del fluido que se esté midiendo o del tamaño del medidor. Este es el fenómeno que permite correlacionar diferentes medidores esencialmente en función de este parámetro. El coeficiente de descarga depende del número de Reynolds y a su vez el número de Reynolds depende del flujo que depende a su vez del coeficiente de descarga. Lo anterior genera una relación circular de especial complejidad a la hora de calcular dicho coeficiente, situación que se resuelve vía iteración matemática. Afortunadamente, esto en la práctica hoy se hace de manera simple y rápida con el uso de computadores.

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Relación entre el coeficiente descarga y el numero de Reynolds (para un mismo beta, el coeficiente se estabiliza a Reynolds altos)

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AGA ha desarrollado las ecuaciones y los procedimientos necesarios para obtener con una precisión determinada, los coeficientes de flujo en función de todos los datos conocidos del medidor, de las variables de flujo y de las características también conocidas del fluido. Estas correlaciones están publicadas en las conocidas normas AGA Report 3 (o su equivalente API 14.3-part I). Los coeficientes son válidos para perfiles de flujo totalmente desarrollados en estado estacionario, sin turbulencia, sin pulsaciones, sin cambios de fase y con velocidad subsónica.

- No se deben usar factores de flujo en medidores de campo que no dependan al menos de la presión y temperatura del sistema. Usar un factor único y permanente para un medidor durante un cierto tiempo puede introducir errores fácilmente del orden del 10%, si cambian significativamente las condiciones originales en las cuales se calculó el factor.

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- La instalación del medidor en terreno debe reproducir lo más fielmente posible las condiciones usadas en el laboratorio (por ejemplo, el orificio, que tiene una geometría determinada, debe estar posicionado en forma perfectamente concéntrica a la línea, etc). Cualquier desviación respecto a las condiciones usadas en laboratorio introduce errores de diferente magnitud dependiendo del caso . Dada la gran cantidad de situaciones posibles, diferentes a las originales, no existen suficientes estudios para establecer la magnitud real del error introducido en cada caso. Por lo tanto, la única solución para asegurar la calidad de la medición (o sea para conocer el error con el cual se va a medir), es verificar que el sistema instalado repita de la mejor forma posible las mismas condiciones geométricas establecidas por quienes desarrollaron los test de flujo (esto se denomina similitud dinámica). Dicho de otra forma, se debe homologar el diseño original usado por el laboratorio. Para esto existen las normas AGA report 3. Afortunadamente, existen fabricantes, como Daniel, que entregan los medidores ya preparados de acuerdo a toda la normativa mencionada eliminándole al usuario el problema de su construcción.

- Un medidor de orificio comprende no solo a la placa orificio propiamente tal, sino que a todo el conjunto que interviene en el resultado de la medición (tubo medidor, orificio, computador de flujo, instrumentación, algoritmos usados, características del fluido a medir, etc). Las propiedades físicas (o electrónicas) de todos ellos participan de alguna manera en el proceso de cálculo de flujo. Especial cuidado debe tenerse en la configuración del computador así como en la selección de las ecuaciones de flujo a utilizar . -Los medidores orificio están diseñados para flujo estacionario (flujo estable con un mínimo de variabilidad) en condición de fase simple (gas o liquido, pero no ambos, ya que el perfil de flujo varia radicalmente en un sistema de dos fases, como sucede en una corriente de gas que arrastre liquido) y libre de cualquier tipo de partículas en suspensión. Además, el flujo debe ser no pulsante, esencialmente para evitar los efectos inerciales en la medición (fluctuaciones muy rápidas en las lecturas de los medidores de presión diferencial incrementan el error de medición ya que estas se toman en intervalos discretos de tiempo y las pulsaciones tienen una dependencia no lineal con el flujo real). -La toma de datos dinámicos de un medidor, (presión diferencial, estática, temperatura, composición), así como la toma de datos estáticos, (diámetros, tipo de tomas, etc), debe estar cuidadosamente instrumentada, operada e interpretada. Este grupo de datos debe ser enviado a una oficina de cálculos o procesado directamente en el lugar por un computador de flujo.

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FloBoss 103. Computador de flujo de gas para medidor de orificio.

En este caso es fundamental asegurar la correcta captura de los datos así como el adecuado uso de los algoritmos de cálculo (en función de las actualizaciones que realiza la AGA de tiempo en tiempo, estos algoritmos resultan cada vez más complejos por lo que vienen afortunadamente por lo general contenidos en la misma electrónica de los equipos o se puede usar software para PC desarrollado por empresas especialistas). -El patrón de flujo del gas que pasa por un orificio es determinante en la exactitud de la medición de flujo. La geometría de la línea (longitudes y presencia de fittings), la rugosidad de la cañería influyen fuertemente en la forma que tendrá el perfil de flujo del gas que va a ser medido. Lo que se requiere es asegurar que el gas llegue al orificio con la menor turbulencia posible y en una condición dinámica adecuada (el coeficiente de descarga se hace estable sólo a números altos de Reynolds). Afortunadamente, casi todos los flujos de gas que se manejan en la industria cumplen con la condición anterior. Para resolver el problema de estabilizar el perfil de flujo se usan longitudes rectas “aguas arriba” y “aguas abajo” de la placa orificio y/o acondicionadores de flujo.

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Enderezadores de Vena instalados en la sección aguas arriba del tubo medidor permiten reducir la turbulencia evitando que el flujo pase en forma irregular por el orificio. Esto produce un patrón más definido de flujo que permite obtener la exactitud esperada de la medición.

El uso de estos rectificadores de flujo, disminuye el requerimiento de la longitud de tramo recto aguas arriba del orificio.

- Dentro de lo posible y en función del rango del transmisor, de la resistencia de la placa a deformarse con la fuerza provocada por la presión diferencial generada, y de las variaciones esperadas de flujo, debe cuidarse que la presión diferencial este siempre en el valor mas alto posible. Esto minimiza el error instrumental de la medición de la variable más relevante en un medidor de este tipo: la presión diferencial. Por ejemplo, tomando en cuenta que el flujo es proporcional a la raíz cuadrada de la presión diferencial, un error de 0,5 in H2O en 100 in H2O

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corresponde a un error de 0,25% de flujo, mientras que el mismo error de 0,5 in H2O pero sobre 10 in H2O es un error de 3% sobre el valor de flujo. Así, en sistemas de flujo estacional o expuestos a cambios de magnitud importantes en el tiempo (turdown 5 a 1 por ej.) se deben efectuar los cambios de orificio adecuados en cada oportunidad. En general una misma placa orificio en un medidor determinado está limitada a una variación de flujo en el rango de 1 a 3. - Las tomas de presión (tubing de conexionado) que van desde el medidor hacia el transmisor deben ser lo mas cortas posibles y de igual geometría. Mantener siempre una pendiente positiva hacia el transmisor, de tal manera que los líquidos que eventualmente pudieran formarse en el tubing, no se acumulen en puntos bajos y puedan escurrir de vuelta hacia el tubo.

-Una fuente importante de errores en un medidor orificio es la potencial acumulación de polvo, líquidos, aceites, grasas, etc que se produce en el tiempo por el flujo permanente del fluido a través de él. Existen antecedentes que demuestran que depósitos en medidores de este tipo han provocado errores de entre un 5 a un 10%. En sistemas de medición de custody transfer se recomienda inspeccionar la placa orificio una vez a la semana y el tubo una vez al año. En general, cada sistema tiene su propia particularidad y determina diferentes criterios de tratamiento, en función esencialmente del tipo de fluido a medir y de la importancia que tenga esa medición para el negocio (interés de las partes, aspectos contractuales, estadística y experiencia de fallas, etc).

En resumen, para obtener el mejor desempeño posible de un medidor se deben resolver todos y cada unos de los siguientes aspectos: -Adecuado diseño del equipo. -Correcta construcción del equipo de acuerdo a las tolerancias indicadas por AGA. -Correcta instalación. -Correcta operación del equipo. -Mantenimiento adecuado del equipo. -Correcta selección de los factores usados para calcular el flujo. Si todos estos aspectos están bien cuidados y resueltos se puede esperar una medición de flujo en un medidor de placa orificio, con un error del 1%.

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Balances: Las mediciones de campo se usan normalmente para desarrollar balances entre entradas y salidas de alguna instalación, sistema o entre fronteras de negocio. Con medidores de flujo del tipo orificio y con un procedimiento ocasional de control general de todas las variables de medición (inferior al de un sistema de medición custody transfer), como sucede normalmente en la mayor parte de las empresas, la práctica establecida es lograr cerrar los balances con diferencias de hasta +/- 5% (cinco por ciento) , no mucho menos que eso. Lo contrario, no es sustentable técnicamente ya que el menor error observado entre dos mediciones realizadas por medidores orificio de nivel custody transfer, y que estén instalados en serie a menos de 5 metros de distancia tiene un valor del orden del 0,5% (estamos hablando de repetibilidad no de error).

AGA Report Nº3, año 2000: Esta es una actualización de la norma que modifica exclusivamente las tolerancias de construcción de los medidores, no modifica los algoritmos. Su objetivo es disminuir el error de medición esencialmente mejorando el control del perfil de flujo del gas al pasar por la placa orificio. Cualquier sistema de nivel custody transfer que se use hoy día debería estar construido bajo estas especificaciones. Esta consideración no es necesaria para medidores de campo que pueden mantener las tolerancias establecidas en las versiones anterior (1991).

Orificios: Todos los orificios deben estar marcados con el valor de su diámetro interno en letra de golpe ubicada a unos 6 mm del borde la placa o en la paleta para el caso de los orificios de flanges. El valor indicado (en pulgadas) debe tener 3 decimales. Si el orificio fue medido a temperatura controlada (como sugiere la norma), esta debe indicarse. Además, es recomendable, marcar la cara que va “aguas arriba” para evitar confusiones en su instalación. Instalar la placa al revés puede introducir errores muy significativos.

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Lo mismo se aplica para el diámetro interior del tubo en la sección donde se instala la placa orificio. Esta placa identificatoria debe quedar amarrada en forma segura en el mismo medidor. La placa orificio idealmente no debería tener espesor, o incidir sobre el flujo como si fuese un filo de cuchillo. Por razones prácticas, obviamente el orificio debe tener cierta resistencia mecánica a la erosión y al esfuerzo provocado por la acción de la presión diferencial en sus caras. Esto genera la necesidad de combinar ambos aspectos agregando un biselado al orificio. Este se debe efectuar sobre la cara “aguas abajo” de tal manera que el flujo de gas se encuentre siempre con un orificio de bordes rectos. El propósito de este biselado es reducir el ancho del orificio (orifice thickness, e) a un valor determinado, especificado en las normas AGA. Una regla práctica, para especificar el biselado, es que la longitud axial de este (no del espesor e) debe ser al menos de 1/16 de pulgada, lo que significa que en un placa con un espesor (E) de 1/8” bastaría con biselar a la mitad. Sin embargo, la norma permite, si es necesario, biselar hasta un espesor bastante menor de orifico, (e) limitado hasta un 1% del diámetro del mismo orificio (d). El espesor de la placa (E) también es variable, dentro de ciertos rangos. Las más usadas son de 1/8” (hasta medidores de 8”) y de un 1/4” (para medidores de 10 y 12”). Otra limitación es que la máxima presión diferencial a la cual se recomienda operar una placa es de 200” H2O en sistemas cuya temperatura no exceda de 150º F, y en algunos casos la recomendación es hasta sólo 150” H2O. El ángulo de biselado (F), es generalmente de 45º. La superficie del biselado, no debe tener defectos visibles a simple vista como ralladuras o picaduras.

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La razón entre el diámetro del orificio y el diámetro de la línea se conoce como el coeficiente beta del orificio.

Flange Taps : Esta es la denominación usada para los medidores que tienen las tomas de presión ubicadas, a 1 pulgada “aguas arriba” y “aguas abajo”de la respectiva cara del orificio. ENAP usa exclusivamente medidores del tipo Flange Taps. Estos son en general los más usados en la industria. Los coeficientes de descarga dependen del lugar donde estén tomadas las presiones, por lo tanto hay que tener especial cuidado en que las correlaciones seleccionadas para el cálculo de flujo sean las que corresponden al tipo de medidor.

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Las propiedades físicas del gas natural: AGA Report No. 3 Part 4, Catalog No.XQ9211, 1992.

Las propiedades físicas del gas natural, exponente isentrópico y viscosidad deben ser fijadas de acuerdo a los procedimientos 4.3.3.5 Natural Gas Isentropic Exponent , pag 34 y 4.3.3.6 Natural Gas Viscosity , pag. 34, en los siguientes valores:

k = 1.30 = 0.010268 cP Toma de presión estática: AGA Report No. 3 Part 4, Catalog No.XQ9211, 1992.

Conectar de preferencia la toma de presión estática aguas arriba (“upstream tap”). En el caso que la toma de presión estática esté tomada aguas abajo (“downstream”), usar procedimiento 4.3.2.6 Calculation of Upstream Flowing Fluid Pressure from Downstream Static Pressure, para transformación de Pf2 a Pf1 en el algoritmo de cálculo en caso que el computador sea programable con código.

Pf1 = Pf2 + Presión Dif./27.707 (ecuación 4-27, pag. 28) Con esto todos los cálculos quedan referidos siempre a Pf1, independientemente de que los puentes están físicamente configurados como tipo “toma presión estática aguas abajo”. Esto simplifica el desarrollo y evita confusiones en las tareas de programación y validación.

Verificación de los algoritmos de cálculo de flujo: Usar norma AGA Report No. 3 Part 4, Catalog No.XQ9211, 1992, para verificación de los coeficientes de orificio.

Verificación de los algoritmos de cálculo del factor de compresibilidad, Z: Usar norma AGA Report No 8 Catalog XQ9212, 1992 , para verificación del factor de compresibilidad “Z”.

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Condiciones base: Las condiciones base establecidas por ENAP, para medición de flujo de gas en términos volumétricos son: Presión = Temperatura =

1 0

kg/cm2 abs, (un kilogramo por cm2 absoluto) º C, (cero grados Celsius)

El volumen así obtenido se denomina volumen estándar ENAP .

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ANEXOS Ecuaciones teóricas de flujo (teorema de Bernoulli):

Introduciendo el coeficiente de descarga obtenemos:

Ecuación de flujo general para gases:

& m

= ρ 2V 2 A2 =

CYA2

(

1 − A2 / A1

)

2

(

2ρ1 P1

− P2 )

Donde Y es el factor de expansión, obtenido de: Y

= 1−

(0.41 + 0.35β ) P − P 4

1

2

P1 γ

nota: el flujo así calculado se obtiene en términos másicos (por ej, kg/seg), luego el medidor de presión diferencial (no solo el de tipo orificio) es en principio un medidor másico, no volumétrico. El volumen estándar se obtiene con un cálculo posterior dividiendo el flujo másico por la densidad base.

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Perfiles de flujo:

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