AGA 3
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EMERSON Process Management CONO SUR & Brazil Mediciones fiscales de Gas Natural Oil and Gas Flow Measurement Market TRANSMISSION PRODUCTION PROCESSING DISTRIBUTION PIPELINE QUALITY GAS GAS CITY GATES POWER PLANTS LPG OIL INDUSTRIAL PLANTS LNG PROCESS REFINING & PETROCHEMICAL PROCESSING BULK STORAGE TERMINAL RESIDENTIAL MARKETING TERMINAL PIPELINE JETTY UNLOADING TRANSPORT TRANSPORTATION Mercado de Gas Producción On-shore Industrial/ Comercial Planta De Procesamiento Producción Offshore Transportadora Distribuidora Residencial Generación Termoeléctrica Medición fiscal de Transferencia de Custodia Cuando un proveedor entrega un producto a un cliente ocurre una transacción económica. Para asegurar un intercambio justo de bienes una medición exacta es critica en la operación El equipamiento de medición es la caja registradora de esta transacción APLICACIÓN DE TRANSFERENCIA CUSTODIADA DE GAS V @9300 KCal m3 [ ] KCal VBase m 3 PCal 3 m m3 = KCal 9300 3 m [ ] Flow Computer Fiscal API 21.1 y 21.2 Cálculo de volumen (AGA 3,7,11) Cálculo de energía (API 14.5) Cálculo de compresibilidad (AGA 8) $$$$$= Volumen Energético AGA 11 Cromatógrafo Energía y Composición z=AGA 8 Pcal=API 14.5 Click Here AGA 7 AGA 3 P,T AGA 9 Estandards de la Industria del Gas American Gas Association AGA 3 - Placas Orificio AGA 7 - Turbina Axial AGA 5 - Cálculos Energéticos AGA 8 - Cálculos de Supercompresibilidad AGA 9 - Ultrasónico AGA 10 - VOS (Calculada vs. Medida) AGA 11 - Medidores Coriolis ( Sep 2003 ) API 14.3 / ISO 5167 (Placa Orificio) Tipos de Medidores de Gas Armadura con Placa de Orificio AGA Reporte Nro. 3 / API MPM Capítulo 14.3 / ISO 5167 Medidor de Turbina AGA Reporte Nro. 7 Medidor Ultrasónico AGA Reporte Nro. 9 Medidor Coriolis AGA Reporte Nro. 11 Mediciones Fiscales Producción NGL Compresión USP Transmisión Pozos 60 BAR Compresión Endulzamiento/Aminas/Glycol/ Dew Point Hidrocarbonos El Carbono tiene valencia 4 (puede ganar 4 electrones ,el Hidrogeno tiene Valencia 1 con lo cual puede ganar un electron así se forma el Metano Moléculas Gas Natural Cromatografía Component Range (mole%) Methane 65 to 100 Ethane 0 to 20 Propane 0 to 10 N-Butane 0 to 5 Iso-Butane 0 to 5 N-Pentane 0 to 1 Iso-Pentane 0 to 1 Neo-Pentane 0 to 1 Hexane+ 0 to 0.7 Nitrogen 0 to 20 Carbon Dioxide 0 to 20 Moléculas Gas Natural Livianos Metano (CH4) 89-99% Etano (C2H6) < 3% Dióxido de Carbono (CO2)<2% Nitrogeno(N2)<2% Moléculas Gas Natural Medianos Propane (C3) menor 2% Butanos (C4/iC4) menor .5% Gas@25°C Liq@25°C Pentanos (C5/iC5/nC5) menor .5% Moléculas Gas Natural Pesados y Superios (C6+) Hexanos (C6 e isómeros) Heptanos (C7 e isómeros) Octanos (C8 e isómeros) Nonanos (C9+ e isómeros) Total C6+<.1% o dew-point Moléculas Gas Natural Otros O2 ppm Oxygen H2O < 0.1 % Agua SO2 & H2S<100-2ppm Sulfhydric CH3SH ppm Methil Mercaptano odorización CO ppm Gases Nobles Ar,He,Ne;Xe ppm Principio de funcionamiento de la cromatografía gaseosa La cromatografía actual se basa en la separación de componentes livianos de pesados por la diferencia en el tiempo de tránsito de cada uno de ellos. Principio de funcionamiento de la cromatografía gaseosa Los componentes livianos tendrán el menor tiempo de tránsito Principio de funcionamiento de la cromatografía gaseosa Los componentes medianos tendrán un tiempo de tránsito intermedio Principio de funcionamiento de la cromatografía gaseosa Los componentes pesados poseen el mayor tiempo de tránsito Cromatógrafo Básico 80 +- 5ºC Muestra Detector He Columna Registrador A/D Amplificación Cromatógrafo básico CPU Cromatógrafo Daniel Combustión Gas Natural CH4 + 2 O2 -> CO2 + 2 H2O + 891 kJ + -> + + Gas Natural + Aire(Oxigeno) = Dioxido de Carbono + Agua + Energia Gas Natural; perdidas por incertidumbre El poder calorífico permite determinar el volúmen enrgético a 9300 Kcal/m3. V @9300 KCal m3 [ ] KCal VSTD m 3 PCal m 3 3 m = KCal 9300 m3 [ ] Un error de 50 Kcal que representa un error de 0.5% en 9000KCal/m3 produce un error en caudal de 43.000m3 en 8000Km3 [ ] 43.010 m 3 [ ] KCal 8.000.000 m3 50 m3 = KCal 9300 m3 A 1.4 u$s/1MMBTU ,43010m3 representa u$s/day 2400! API 14.5 GPA 2172, Cálculo de energía y cálculo de densidad n KCal = ∑ %ci PCal i PCal 3 m i =1 n Dens Re l = ∑ %ci Dens Re li i =1 PCali ⇒ GPA2145 %ci ⇒ Analizador Instalación Típica Ley de los Gases Ley De Charles Ley de Boyle PV=nRT Ecuación “ideal” PV=ZnRT Ecuación “Real” P=presión V=Volumen T=Temeperatura Z=compresibilidad R=cte N=mole number Corrección por Presión y Temperatura a condiciones base VBase = VFlow País PFlow PBase TBase TFlow Condiciones de ref erencia Tbase Pbase Argentina 15 º C 101,325 kPa 15 º C 101,325 kPa 0 ºC 101,325 kPa 14,696 psi (abs) 14,73 psi (abs) Europa 60 º F E.E.U.U 60 º F ZBase ZFlow Composición típica de Gas Natural •Metano=80 a 99% •Nitrógeno=0.1 a 5% •Dióxido de Carbono=0.1 a 5% •Etano=0.1 a 10% •Propano=0.1 a 5% •Butanos=0.01 a 2% •Pentanos=0.01 a 1% •Hexanos y superiores=0.001 1% •Otros,H2,H2S,CO,O2,He, Ar. Factor Z, AGA 8, Método Grueso 0<P<1200PSIA,32<T<130ºF Metodo Gross I: •Gr •HV •%CO2 Metodo Gross II: •Gr •%CO2 •%N2 Factor Z, AGA 8, Método detallado 0<P<40000PSIG,-200<T<760ºF •C1=45 a 100% •N2=0 a 50% •CO2=0 a 30% •C2=0 a 30% •C3=0 a 4% •C4=0 a 1% •C5=0 a 3% •C6+=0 to Dew Point •Water Vapor,H2,H2S,CO,O2,He, Ar. •Poder calorífico y densidad Características de un Medidor de Armadura con Placa de Orificio Incertidumbre: +/- 1,00 % (0.86 %) Rango de Caudales: 3 a 1o8a1 stacked transmitter Bernoulli Equations 0 = h2 − h1 ( Diferencia _ elevación) + P2 − P1 V1 − V2 + ρg 2g Q = V1 A1 = V2 A2 A= π 4 D2 Para cañeria circular Simplificando Q = CV2 A2 Q = K ∆P La energia se mantiene constante a lo largo de la cañería. C=Coeficiente de descarga Bernoulli Algunas aplicaciones Q = CV2 A2 Q = KC ∆P C=0.98 C=0.96 C=0.6 C=0.98 Volumetric Flow Rate QM = KC ∆P P∆P QVP ,T = K ' Z GrT ' T = T [° F ] + 459.67° F ° F = 1.8°C + 32 − 459.67° F = −273.5°C = cero _ absoluto Norma AGA 3 Norma AGA 3 Introducción preliminar Se define la relación betha como: OD β= ;0.35 < β < 0,65 PD Se define como número de Reynolds a: v.D.ρ Re = µ R>3000 R<2300 Haga click aquí Norma AGA 3 Introducción preliminar QM = KC ∆P QV = K ' C P∆P Z TGr •C=depende de β, de Reynolds y de la distancia entre tomas de presión, y diametro de cañería; tiende a 0.6 pero depende de la configuración. •K=depende de la presión, Area de orificio y beta.•Corner taps se usa en Europa •Flange Taps es el mas usado en America Norma AGA 3 Cálculo de Volúmen Q Base = E Base Y1 N Base C Base d Q Base m = h 3 1ATM ,15 º C m = h 3 2 Zs PFlow h w G rel Z Flow TFlow Expresados a 1 Atm y15ºC E Base = Vel _ aproach _ factor N Base = units _ convert P,DP Y1 = Gas _ exp ansion T C base = Orifice _ plate _ disch arg e _ coeff . 29D 5D Dimensiones recomendadas Principio de funcionamiento del Portaplaca Orifice Plate Dimensions Ejemplo de Armadura Senior Acondicionador de flujo AGA 3 - 2000 solo acepta 19 tubos concéntricos de igual tamaño AGA 3 - 2000 no acepta Diseño con bandas laterales de terminación 19 tubos de diseño exagonal 7 tubos concéntricos Universal Meter Tube with Vane AGA 1992 AGA 2000 MAX .46 BETA Acondicionador de flujo - Profiler ® Universal Meter Tube with Profiler Flow conditioner MAX .67 BETA Profiler Flow conditioner Installation Norma AGA 7 En turbinas sec pulsos 3600 Freq in Hr Sec Q Flow = pulsos K factor 3 m K Factor = dato _ calibración Qflow 10D P,T 3D Características de un Medidor de Turbina Linealidad: +/- 1,00 % Repetibilidad: +/- 0,1 % Rango de Caudales: 20 a 1 (+/- 0,5 %) Trineo de medición con Turbinas Norma AGA 9 En ultrasónicos Q Flow = Dato _ Digital _ o _ Frecuencia P,T Qflow 20D o 5+FP+10D 5D Características de un Medidor Ultrasónico Linealidad: +/- 0,50 % con Dry Calibration Linealidad: +/- 0,10 % con Flow Calibration Rango de Caudales: 100 a 1 Principio de Funcionamiento Ultrasónico Multipath de Gas Medidor Ultrasónico L c − v( x / L ) L t2 = c + v( x / L ) t1 = Transducer 2 X Flow L D 2 L (t1-t2) v= 2x t1t2 L (t1+t2) c= 2 t1t2 Q = vA Transducer 1 v=velocidad de flujo c=velocidad del sonido t1 =tiempo de tránsito upstream t 2= tiempo de transito downstream Custody Metering – Your Cash Register Compressibility (AGA8) Gas Composition Energy (GPA 2172 or ISO6976) FILTER FILTER Actual Volumetric Flow 5D Standard Volumetric Flow Energy Flow 10D $$! 5D Custody Metering – Your Cash Register Z (AGA8) %Ci C1,C2;..C9+ n PCal = ∑ %ci PCali i =1 FILTER FILTER VF = Pulsein K factor 5D P T VF F B PB TF ZB ZF V @9300 10D KCal = m3 VBPCal 9300 $$! 5D Instalación Ultrasónico según AGA 9 10-Inch Custody SeniorSonic Norma AGA 7 En turbinas y ultrasónicos Q Base = Q Flow PFlow PBase TBase TFlow Z Base Z Flow Z Base ; compresibility _ factor S = Z Flow FPV = s ; sup ercompresibility _ factor s = FPV 2 Resúmen de especificación de performance Percent Error Zero flow reading <0.04 ft/sec (for each path) 1.6 1.4 1.2 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 -0.0 -0.2 -0.4 -0.6 -0.8 -1.0 -1.2 -1.4 -1.6 Repeatability ±0.4% (qi < qt) Expanded error limit +1.4% (qi < qt) Small meter error limit +1.0% Large meter error limit +0.7% Maximum peak-to-peak error 0.7% (qi ≥ qt) Large meter error limit -0.7% Repeatability ±0.2% (qi ≥ qt) qt ≤ 0.1qmax qmin qt Flow Rate (qi) Small meter error limit -1.0% Expanded error limit -1.4% (qi < qt) qmax Figure 1 from AGA 9 Comparación AGA 9 vs ISO 17089 Medidor Coriolis para Gas - AGA 11 Medidor Coriolis para Gas - AGA 11 Medidor Coriolis para Gas - Ejemplo Norma AGA 11 En coriolis QBase QMásico = Gr.ρBase Gr = Densidad _ Re lativa @ base ρBase (air ) = densidad _ aire @ base No Pressure & Temperature correction needed to compute Mass Cálculo de Energía [m ] = VBase [m ]PCal KCal m 3 = KCal @9300 KCal m3 9300 m3 E[KCal] 3 = = V KCal m @9300 KCal m3 9300 m3 KCal M[kg ]PCal kg Válido solo coriolis 3 = V m KCal @9300 KCal m3 9300 m3 El volúmen expresado de esta manera implica que cada m3 de gas produce 9300 KCAL V 3 [ ] [ ] 3 Flow Computer En custody Transfer Requisitos: •API 21.1 y 21.2 Click Here •Normas AGA ISO API. •840 horas de registros históricos de Datos y calidad. •35 días de almacenamiento histórico de datos y calidad. •240 Eventos y alarmas •Password y niveles de acceso. •Remote communications. •Totales (diarios y horarios no reseteables) Gas Chain C6+ Dew Point Dehydratation Raw Gas Sweet Gas Sweetening Injection Glycol Gas To Sale Liquid Products Mix of C2+ and C3+ Flare Acid Gas H2S Liquid Recovery Amina H2O CO2 Fractionation NGL Liquid Products C2 C3 C4 C5+ Otras aplicaciones de nuestros productos, en planta de NGL Producto Intermedio C2H6 =25% C3H8=25% C4H10=35% C5+=15% Gas Natural Gas Seco CH4 =98% Planta de NGL LPG C3=60% C4=40% Waste=C5+ Centrales Termoeléctricas EnergíaINPUT = Q 9300 Kcal m3 m3 = 95.000 h KCal m3 KCal = 9.300 = 92 . 500 860 . 250 . 000 m3 h h EnergíaOUTPUT = EnergíaINPUT xEficiencia Watts.h KCal x860.250.000 x0.6 KCal h = 600 MWatts EnergíaOUTPUT = 1.163 EnergíaOUTPUT Wobbe Power Plant Eficiencia=0.6 1KCal/h=1.163Watts Perdida monetaria por error de medición en planta de 600MW m3 KCal ft 3 BTU KCal = = Power 95000 9300 3354893 1045 h m3 h ft 3 h BTU Power = 3506MM h usd Pr iceGas = 30 1MMBTU usd usd = Pr iceGas * Power = 105180.32 Cost h h MMusd Daily cos t = Cost * 24 = 2.5 día error = 0,5% usd MMusd usd = 0.005 * 2.5 = 12,621.64 día día día MMusd = usd 4.6 Millones! YearLoss Year DailyLoss
