Unlock 2006 ST 47 Spa

Nuevas Tec n ologías y Apli c aciones

XVII Convención de Gas , AVPG, Caracas, Venezuela, 23 - 25 de Mayo, 2006 Página 1

TECNOLOGÍAS PARA

LA MEDICION EN

TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

Autores: María Laura GermanierMauro López Carrizo

Nuevas Tecnologías y Aplicaciones


INDICE

1.- I NTRODUCCIÓN .......................................................................................................62.- E STÁNDARES DE LA I NDUSTRIA DEL G AS ..................................................................72.2.- E STÁNDARES DE APLICACIÓN PARA SISTEMAS DE M EDICIÓN

F ISCAL (AGA Y API)...........................................................................................72.3.- A.P.I. VS A.G.A. .................................................................................................83.- D EPENDENCIA DE LA MEDICIÓN CON RESPECTO A LA P RESIÓN Y

T EMPERATURA ....................................................................................................93.1.- E FECTOS DE LA P RESIÓN Y T EMPERATURA ............................................................94.- P AUTAS PARA LA DETERMINACIÓN DEL ELEMENTO PRIMARIO ...................................105.- P LACA O RIFICIO ...................................................................................................115.1.- A CONDICIONADORES DE F LUJO ..........................................................................135.1.1.- T RAMO RECTO SIN VENA NI ACONDICIONADOR ...................................................145.1.2.- T RAMO RECTO CORTO CON VENA .....................................................................145.1.3.- T RAMO RECTO LARGO CON VENA .....................................................................155.1.4.- T IPOS DE A CONDICIONADORES ........................................................................165.1.5.- E LEMENTOS REQUERIDOS PARA LA PRUEBA DEL

FUNCIONAMIENTO CORRECTO DE LA INSTALACIÓN PARA LOS ACONDICIONADORES DE FLUJO ...........................................................................17

5.2.- R EQUERIMIENTOS DE I NSTALACIÓN .....................................................................185.3.- I NSTALACIONES PARA LA CALIBRACIÓN DE LA P LACA DE

O RIFICIO ...........................................................................................................225.4.- I NSPECCIÓN Y M ANTENIMIENTO DE LA P LACA DE O RIFICIO ....................................246.- M EDICIÓN U LTRASÓNICA DE G AS ...........................................................................256.1.- C ONDICIONES O PERATIVAS ................................................................................286.1.1.- C ALIDAD DEL G AS ..........................................................................................286.1.2.- P RESIÓN ........................................................................................................286.1.3.- T EMPERATURA DE OPERACIÓN Y AMBIENTE .......................................................296.1.4.- C ONSIDERACIONES SOBRE EL CAUDAL DE GAS..................................................296.1.5.- P ERFIL DE VELOCIDADES Y CAÑERÍAS AGUAS ARRIBA........................................306.1.6.- A CONDICIONADORES DE P ERFIL DE F LUJO .......................................................306.1.7.- C ONEXIÓN DEL MEDIDOR CON LAS CAÑERÍAS....................................................306.2.- R EQUERIMIENTO DEL MEDIDOR ............................................................................306.2.1.- C UERPO DEL MEDIDOR....................................................................................306.2.2.- T RANSDUCTORES ............................................................................................32



6.2.3.- E LECTRÓNICA .................................................................................................326.2.4.- S OFTWARE DEL COMPUTADOR DE CAUDAL........................................................336.3.- R EQUERIMIENTOS DE P ERFORMANCE ..................................................................346.3.1.- R EQUERIMIENTOS DEL AGA 9 PARA M EDIDORES

U LTRASÓNICOS 12 PULGADAS......................................................................346.3.2.- R EQUERIMIENTOS DEL AGA 9 PARA M EDIDORES

U LTRASÓNICOS < 12 PULGADAS........................................................................356.4.- R EQUERIMIENTOS I NDIVIDUALES DE T ESTEO ........................................................356.4.1.- T EST DE PÉRDIDAS..........................................................................................366.4.2.- D IMENSIONES .................................................................................................366.4.3.- T EST DE CAUDAL CERO....................................................................................366.4.4.- T EST DE CALIBRACIÓN.....................................................................................376.5.- R EQUERIMIENTOS DE INSTALACIÓN .....................................................................376.5.1.- C ONSIDERACIONES AMBIENTALES....................................................................376.5.2.- C ONFIGURACIÓN DE CAÑERÍAS.........................................................................386.5.3.- T ERMOVAINAS ................................................................................................406.5.4.- I NTERFERENCIA POR R UIDO A CÚSTICO .............................................................406.5.5.- A CONDICIONADORES DE FLUJO ........................................................................406.5.6.- F ILTRADO DEL GAS..........................................................................................406.6.- E RRORES M ÁXIMOS A DMISIBLES ........................................................................416.7.- C OMPUTADOR DE C AUDAL .................................................................................426.8.- C ALIBRACIÓN DE LOS M EDIDORES U LTRASÓNICOS ..............................................436.9.- I NSPECCIÓN Y M ANTENIMIENTO DE LOS M EDIDORES

U LTRASÓNICOS .................................................................................................436.10.- V ERIFICACIÓN DEL M EDIDOR .............................................................................446.10.1.- V ERIFICACIÓN PRIMITIVA ................................................................................446.10.2.- V ERIFICACIÓN EN C AMPO ..............................................................................456.10.3.- V ERIFICACIÓN PERIÓDICA ..............................................................................467.- M EDIDOR M ÁSICO T IPO C ORIOLIS ..........................................................................477.1.- C ALIDAD DEL G AS .............................................................................................537.2.- M ATERIAL DEL M EDIDOR ....................................................................................537.3.- P RESIÓN DE OPERACIÓN .....................................................................................537.4.- P ERFORMANCE DEL M EDIDOR M ÁSICO T IPO C ORIOLIS .........................................547.5.- A JUSTE DEL CERO ..............................................................................................557.6.- C ALIBRACIÓN ....................................................................................................567.7.- R EQUERIMIENTOS DE LA INSTALACIÓN .................................................................57



7.8.- E SPECIFICACIONES E LECTRÓNICAS .....................................................................608.- M EDIDOR DE C AUDAL TIPO T URBINA ......................................................................618.1.- G ENERALIDADES ................................................................................................618.2.- I NSTALACIÓN .....................................................................................................638.2.1.- I NSTALACIÓN RECOMENDADA PARA MEDIDORES RECTOS...................................648.2.2.- I NSTALACIÓN RECOMENDADA PARA MEDIDORES CON CUERPO

EN ÁNGULO.......................................................................................................658.2.3.- E NDEREZADORES DE V ENA ..............................................................................668.2.4.- F ILTROS .........................................................................................................668.2.5.- P ROTECCIÓN CONTRA SOBRERRANGO..............................................................668.2.6.- B Y - PASS ........................................................................................................678.2.7.- I NSTALACIÓN DE ACCESORIOS..........................................................................678.3.- O PERACIÓN .......................................................................................................688.3.1- S TARTUP .........................................................................................................688.3.2- F RECUENCIA DE I NSPECCIÓN Y M ANTENIMIENTO ................................................698.4.- C ARACTERÍSTICAS DE P ERFOMANCE ...................................................................698.4.1.- E FECTO R EMOLINO .........................................................................................698.4.2.- E FECTO DEL P ERFIL DE V ELOCIDAD .................................................................698.4.3.- E FECTO DE LA F RICCIÓN DEL F LUIDO ...............................................................708.4.4.- E FECTO DE LA F RICCIÓN DE F LUIDO V ISCOSO ...................................................708.4.5.- R EPETIBILIDAD ...............................................................................................708.4.6.- P RECISIÓN ......................................................................................................708.4.7.- L INEALIDAD ....................................................................................................718.4.8.- P ÉRDIDA DE P RESIÓN ......................................................................................718.4.9.- E FECTOS DEBIDO A LAS PULSACIONES.............................................................718.5.- C ALIBRACIÓN ....................................................................................................728.5.1.- P RUEBA DE LA CAMPANA (B ELL P ROVER ) ........................................................728.5.2.- P RUEBA DE TRANSFERENCIA (T RANSFER P ROVER ) ...........................................728.5.3.- P RUEBAS DEL O RIFICIO DE C AUDAL C RÍTICO (C RITICAL F LOW

O RIFICE ) Y N OZZLE S ÓNICO (S ONIC N OZZLE ) ......................................................738.5.4.- O RIFICIO EN L ÍNEA ..........................................................................................738.5.- C HEQUEOS EN C AMPO .......................................................................................748.6.- R EQUERIMIENTOS PARA LOS M EDIDORES T IPO T URBINA ......................................748.7.- I NSPECCIÓN Y M ANTENIMIENTO DE LOS M EDIDORES A T URBINA ............................7510.- C ALIBRACIÓN Y VERIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS PARA LA

MEDICIÓN EN TRANSFERENCIA DE CUSTODIA ........................................................77



11.- M ANTENIMIENTO Y C ALIBRACIÓN DE LOS T RANSMISORES ELECTRÓNICOS.........................................................................................................78

12.- C OMPUTADORES E LECTRÓNICOS DE C AUDAL .......................................................7913.- C OMPARACIÓN DE LAS DIFERENTES T ECNOLOGÍAS PARA LA

M EDICIÓN EN C USTODIA DE G AS ........................................................................82



1.- Introducción

La corriente de fluidos es un fenómeno que se presenta tanto en la producción, como

en el transporte y la distribución del gas y su correcta medición es muy importante

para la economía de las empresas.

Las ganancias, en la industria de gas, dependen fuertemente del precio y los

volúmenes transferidos. Para una correcta determinación de los volúmenes es

necesario contar con sistemas de medición que brinden una mayor confiabilidad y

exactitud. Ninguna medición será confiable si el elemento que determina el valor de

la variable a medir no lo es. A razón de esto, surge la necesidad de utilizar un

sistema de medición como el de transferencia de custodia. La transferencia de

custodia ocurre cuando el producto es entregado a un tercero para su manejo y

custodia, manteniéndose la propiedad del producto.

La custodia del producto pasa del productor al transportador, luego al distribuidor y

por último al usuario final. Como mínimo, existe una medición fiscal por día entre

cada uno de estos actores. Por este motivo, se deben utilizar métodos y normas para

garantizar la trazabilidad de los patrones de medición internacionales.

Existen dos organizaciones que generan documentos de aplicación para llevar a

cabo, en forma adecuada, estos sistemas de medición. Estos documentos proveen

una guía y no fuerzan al usuario a utilizar un medidor en particular.

Las tecnologías de medición que se utilizan deben estar acorde con las

características del proceso y deben permitir los niveles de incertidumbre adecuados

para la medición fiscal.

Un sistema de medición fiscal deberá contar por lo menos con los siguientes

elementos:

1. Un elemento primario

2. Una parte instrumental (transmisores, como por ejemplo multivariables,

enderezadores de flujo, etc.)

3. Un sistema de cálculo de volúmenes netos confiable y con facilidades de generar

informes que puedan ser auditables por un ente regulador.



2.- Estándares de la Industria del Gas

Los principales estándares de la Industria del gas son:

1.- American Gas Association

AGA 3 – Placas Orificio

AGA 5 – Cálculos Energéticos

AGA 7 – Turbina Axial

AGA 8 - Cálculos de Supercompresibilidad

AGA 9 – Ultrasónicos

AGA 10 - VOS (Calculada vs Medida)

AGA 11 – Medidores

Coriolis 2.- American Petroleum

Institute

API 14: Natural Gas Fluid Measurement

3.- ISO

ISO 5167- Placa Orificio

4.- Regulaciones Locales

2.2.- Estándares de aplicación para sistemas de Medición Fiscal (AGA y API)

Estas dos organizaciones son:

a) American Petroleum Institute (A.P.I.).Es una organización que representa a mas de 400 empresas de la Industria del Gas

y el Petróleo de los Estados Unidos. Está dividida en sectores de actividad:

upstream, downstream, actividades marítimas, propietarios y operadores de

oleoductos / gasoductos, etc.

Los estándares del A.P.I. describen los métodos que aseguran una transferencia

fiscal con un tipo de medidor particular u otro instrumento. A.P.I. no provee

caudalímetros para transferencia de custodia, tampoco define requerimientos de

exactitud sino que facilita al usuario la utilización de las mejores prácticas y usos en

medición en medición y calibración.



b) American Gas Association (A.G.A.)Es una organización que representa a 192 empresas de energía de los Estados

Unidos que se dedican a la provisión de gas natural en hogares, empresas e

industrias. Provee programas y servicios a sus miembros: propietarios de

gasoductos, city gates, transportistas, compañías internacionales dedicadas a las

actividad de gas e industrias relacionadas con el gas natural.

Los reportes de A.G.A. proveen datos técnicos e información respecto a

procedimientos prácticas y guías para una instalación segura y efectiva.

Operación, testeo y mantenimiento de la medición y su medidor asociado. Provee

principios científicos, aplicaciones y uso para todo tipo de dispositivo de medición de

caudal volumétrico, másico y de poder calorífico.

Estos estándares proveen las ecuaciones necesarias para el cálculo preciso del

caudal volumétrico, másico y de poder calorífico.

Se utiliza el AGA 8 para el cálculo del factor de compresibilidad, a partir de la

composición del gas. Con este factor se puede calcular el volumen de gas utilizando

las normas correspondientes para la placa orificio, la turbina, rotativo y ultrasónico.

2.3.- A.P.I. vs A.G.A.

./ Ambas organizaciones, AGA. – API., publican documentos que se utilizan como

guías.

./ El AGA. es específico para Gas, mientras que el API. realiza los estándares para

líquidos como para gases.

./ AGA. realiza la publicación de reportes.

./ API realiza la publicación de estándares (MSMP).

./ El reporte # 11 del AGA. es adoptado por el API sin modificaciones para el

Manual de Mediciones de Petróleo (API Capítulo 14.9).

En el trabajo, se desarrollará y explicará lineamientos básicos sobre el diseño,

instalación, operación, calibración y mantenimiento de los diferentes medidores

utilizados para la transferencia de custodia, utilizando instrumentos tales como la



placa orificio, turbinas, ultrasónicos de multi-haz y medidores tipo coriolis. Estos

lineamientos se basarán según los reportes de la Asociación Americana de Gas

(AGA) y recomendaciones de proveedores.

3.- Dependencia de la medición con respecto a la Presión y Temperatura

La necesidad de determinar los efectos de la presión y la temperatura en la medición

del caudal volumétrico contribuye a aumentar los errores en la medición del fluido.

Cuando se quiere convertir el caudal volumétrico a condiciones base, es necesaria la

utilización de ecuaciones matemáticas con los datos específicos para ese

determinado fluido.

Este dato no es conocido para todos los fluidos. Si los datos no son viables la

medición de transferencia de custodia deberá hacerse en unidades de masa (la cual

no varía con la variación de la temperatura y presión). Una transferencia fiscal

basada en Masa tendrá un menor margen de error.

3.1.- Efectos de la Presión y Temperatura

1.- Ecuación de los Gases

P.V Z.R.T

2.- Condiciones Estándar

2.1.- Unidades Internacionales

Presión = 1 atm

Temperatura = 15.6°C

2.2.- Unidades Británicas

Presión = 14.7 psi

Temperatura = 60°F



3.- Condiciones Normales

3.1.- Unidades Internacionales

Presión = 1 atm

Temperatura = 0°C

3.2.- Unidades Británicas

Presión = 14.7 psi

Temperatura = 32°F

4.- Condiciones de Proceso

Estas propiedades dependen de la temperatura y la presión a la cual se encuentra el

proceso realmente.

VBase VFlow

4.- Pautas para la determinación del elemento primario

Se han desarrollado diferentes tecnologías para la medición de caudal volumétrico,

como:

Placas Orificio

Turbinas Axiales

Ultrasónicos de tiempo de tránsito de multi-haz

Medidor Tipo Coriolis

Los factores que se deben tener en cuenta a la hora de la determinación del

elemento primarios son:

Características del producto

Condiciones operativas

Exactitud y repetibilidad

Caída de presión en el instrumento

P T Z

Flow

Base

Base



Requerimientos de tramos rectos

Costo de la instalación;

Calibración

Capacitación del personal de operación

Mantenimiento del instrumento.

En particular para la medición de grandes caudales, la tendencia en la actualidad es

la utilización de Medidores del Tipo Ultrasónico de multi-haz.

Si el objetivo es realizar la medición de caudal másico, se recomienda la utilización

de medidores del Tipo Coriolis ya que no depende de la presión y temperatura.

Lográndose de esta forma independizarse de estas variables de proceso.

5.- Placa Orificio

La placa orificio es un instrumento de presión diferencial que consiste en una placa

circular metálica, perforada por un orificio, la cual se coloca (generalmente entre

bridas o porta placas especialmente diseñada) en una tubería a través de la cual

pasa el fluido. El diámetro del orificio es siempre inferior al diámetro interno del tubo,

creando por tanto una caída de presión transversal a la placa. Midiendo la caída de

presión diferencial puede ser determinada la proporción de flujo que pasa por la

tubería.

El uso de este tipo de medidor, se encuentra limitado por el . El es la relación que

existe entre el diámetro de la placa de orificio y el diámetro interior de la cañería.

donde,

d: diámetro de la placa

D: diámetro interno de la cañería

dD



Z s PFlow h w

G rel Z Flow TFlow

Principales Características de la placa de orificio:

• Rangeability: 3:1

• Baja rangeabilidad.

• No tiene limitaciones en cuanto a la temperatura, presión o corrosión con

elección de los materiales más apropiados.

• Requiere tramos de cañerías rectos aguas arriba y aguas abajo de la

medición.

• Se utiliza generalmente para la medición en gases, vapores.

• Caída de presión permanente considerable.

• Son de fácil instalación.

• Son relativamente baratos.

• La señal de salida no es lineal con el caudal

• Error para gases 1 – 3 % aproximadamente.

El AGA 3 establece para el cálculo del volumen la siguiente ecuación, el caudal se

encuentra expresado en m3/h (a 1 atm y 15°C).

Donde

Q Base

E Base

Y1

NBase C Base d

Ebase: velocidad

Nbase: un factor de conversión de unidades

Y1: expansión del gas

Cbase: coeficiente de descarga de la placa orificio

El AGA 3 establece que el va a oscila entre el siguiente rango 0.10 – 0.75. La

menor incertidumbre del coeficiente de descarga (Cd) de la placa orificio, entre

valores de entre 0.2 – 0.6 y diámetros de orificio mas grandes o igual a 0.45 in, ya

que las incertidumbre sobre el coeficiente de descarga son mas elevadas al 3%.

Por varias razones técnicas, la incertidumbre asociada con las condiciones de

instalación es difícil de cuantificar.

2



En la siguiente figura, representa el nivel de incertidumbre atribuido a los siguientes

parámetros:

Coeficiente de Descarga Empírico.

Condiciones de Instalación, como perfil de velocidades.

Especificaciones mecánicas, tales como la rugosidades de la pared del caño,

excentricidad de la placa y deformación en los bordes del orifico de la placa.

Figura 1 – Nivel de Incertidumbre vs

En la Figura 1 se observa el menor nivel de incertidumbre se encuentre en rangos de

entre 0.10 – 0.6.

Para asegurar una medición precisa, el fluido deberá ingresar a la placa orificio con

un perfil totalmente desarrollado. Este perfil debe ser libre de vórtices o remolinos.

Estos requerimientos se logran, con mayor facilidad, a través del uso de

acondicionadores de caudal y adecuadas longitudes de tramos rectos aguas arribas

y aguas debajo de la placa.

5.1.- Acondicionadores de Flujo

A partir del año 2000 AGA 3 incorporó la configuración de piping de tramo recto con

acondicionador.



Antes de esta incorporación solo tenía en cuenta las siguientes configuraciones:

Tramo recto sin acondicionador de caudal.

Tramo recto corto con acondicionador.

Tramo recto largo con acondicionador.

5.1.1.- Tramo recto sin acondicionador de caudal

Antes del año 2000,

Ahora la longitud de tramo recto aguas arriba de la placa debe ser de cómo mínimo

145D.

5.1.2.- Tramo recto corto con acondicionador



El máximo β permitido con esta configuración es de 0.46.

5.1.3.- Tramo recto largo con acondicionador

El máximo β permitido con esta configuración es de 0.67.

En las revisiones anteriores del AGA 3 los siguientes enderezadores de vena eran

permitidos:



Todos los anteriores no son viables conforme la última revisión del AGA 3. El

acondicionador recomendado es el de 19 tubos que se muestra en la siguiente

figura:

5.1.4.- Tipos de Acondicionadores

Existen dos tipos de acondicionadores de caudal, para AGA 3:

1.- Enderezadores: son aquellos dispositivos que efectivamente remueven o reducen

los componentes turbulentos del fluido que esta circulando a través del caño.

2.- Aisladores: son aquellos dispositivos que remueven los componentes turbulentos

del fluido mientras que redistribuyen la corriente para producir condiciones de caudal

que replican exactamente los valores de los coeficientes de descarga de la placa.

El AGA 3 no intenta dar una recomendación sobre la utilización de algún tipo en

particular de acondicionador de flujo. Sin embargo, en un esfuerzo para eliminar o

reducir el potencial desvío de la medida de flujo en instalaciones existentes y para

proporcionar una guía para mejorar la exactitud de las mediciones en nuevas

instalaciones, este reporte provee recomendaciones de instalación para los

enderezadores de caudal de 19 tubos concéntricos uniformes.

Debido a la gran importancia que tiene la diferencia del coeficiente de descarga

experimentado por las variaciones en la construcción del acondicionador de flujo.

Solamente se especifican aquellos acondicionadores de flujo que siguen criterios de

tal manera que no produzcan "ninguna incertidumbre adicional" cuando están

instaladas, según lo recomendado.



El AGA 3 solo acepta 19 tubos concéntricos de igual tamaño y no acepta 19 tubos de

diseño hexagonal o 7 tubos concéntricos o diseño con bandas laterales de

terminación.

En este documento no se presenta como estándar para la descripción, la instalación,

o la incertidumbre de otros acondicionadores del flujo. Aquellos enderezadores que

no tiene las características, anteriormente mencionadas, deben considerarse “como

otra clase de acondicionadores de flujo”. El uso de otros tipos de acondicionadores

se debe basar en los datos técnicos del funcionamiento obtenidos por medio de los

test(s) del funcionamiento. Este documento proporciona un criterio uniforme para la

evaluación de prueba o de las pruebas del funcionamiento del acondicionador de la

instalación y/o del flujo (perturbación). Este test(s) es requerido por el AGA para

confirmar el nivel de funcionamiento que se puede alcanzar por una instalación del

orificio usando un acondicionador del flujo. El test(s) de funcionamiento confirmará la

longitud del tubo, y la localización del acondicionador de flujo para la cual el

funcionamiento aceptable.

5.1.5.- Elementos requeridos para la prueba del funcionamiento correcto de la

instalación para los acondicionadores de flujo

Los tipos de acondicionadores de flujo y los disturbios de la instalación, forman una

parte muy importante para la base de estos test. Las condiciones de estos test son

las siguientes:

a. Buenas condiciones del flujo. Si un tubo, cuente o no con un acondicionador

de flujo; este se encuentra instalado en una configuración en la cual el perfil

axial de velocidades esté cerca de lo ideal, y la cantidad de remolino sea baja

(menos de 2 grados del ángulo del remolino), después el acondicionador no

debe introducir una perturbación que cause una desviación significativa de la

calibración.

b. Dos codos (que se encuentren cercanos) de 90° hacia fuera del plano,

instalados directamente contracorriente y aguas arriba del tubo. Esta

configuración se realiza para producir un componente en la velocidad del

m



remolino, y a su vez, alterar la forma del perfil axial de la velocidad. Ángulos

del remolino de hasta ± 15° se han medido directamente aguas abajo del

segundo codo.

c. Cuando se produce el cierre al 50% de una válvula, si la misma se encuentra

instalada en aguas arriba y en línea con el tubo.

Si la válvula es tipo puerta o bola, puede producir un perfil axial fuertemente

asimétrico de la velocidad aguas debajo de la válvula.

d. Alta cantidad de remolinos. Esta prueba genera una alta condición del flujo

para los remolinos.

5.2.- Requerimientos de Instalación

Los coeficientes de descarga dados por los estándares AGA son basados en

resultados experimentales.

1.- Excentricidad: El orificio de la placa debe ser concéntrico en ambos lados del

orificio, aguas arriba y abajo. Cualquier excentricidad deberá estar dentro de las

siguientes tolerancias:

i) Excentricidad paralela al eje de las tomas de presión diferencial: cualquier

excentricidad en el plano x-y mostrado en la figura X, la componente de

excentricidad paralela al eje de las tomas de presión diferencial deberá ser menor

o igual que la tolerancia definida en la siguiente ecuación:

0.0025 * DmX 0.1 2.3 * 4

Donde X

es igual a la medición (X-X’)/2 en la figura X.



ii) Excentricidad perpendicular al eje de las tomas de presión diferencial:

cualquier excentricidad en el plano x-y mostrado en la figura X, la componente de

excentricidad perpendicular al eje de las tomas de presión diferencial puede ser

hasta cuatro veces la cantidad calculada en el punto anterior.

La excentricidad máxima permitida del orificio de la placa calculada usando la

ecuación anterior puede ser doblada si las tomas 180 grados separadas, son

conectadas juntas para obtener una presión promedio. Se debe tomar cuidado para

asegurarse de que las longitudes de tubing, de igual diámetro, sean iguales (con el

diámetro nominal mayor o igual al diámetro de la toma) utilizadas para conectar las

tomas, y que la conexión al dispositivo de presión diferencial este situado a mitad de

distancia entre las tomas. Este acercamiento no se recomienda si hay

preocupaciones por flujo pulsante o que fluctúa.

Cuando la medición de la excentricidad de una placa orificio instalada entre bridas no

es posible, dos pernos de alineación perfectamente alineados se deben utilizar para

apoyar y para centrar la placa de orificio mientras que se aprietan los pernos. La

excentricidad concerniente al lado aguas arriba se considera el más crítico. Se

recomienda que cualquier perno de alineación u otros dispositivos usados para

posicionar la placa de orificio esté montado para centrar la placa de forma relativa a

la sección aguas arriba del tubo del medición y de las tomas de presión.



2.- Perpendicularidad: El sostenedor de la placa de orificio debe mantener el plano

de la placa en ángulo de 90 grados al eje del tubo de medición.

3.- Tramos de m edición: consisten en tramos de cañerías tanto aguas arriba como

aguas debajo de la Portaplaca de Orificio o de la Armadura Portaplaca.

Los requerimientos que se incluyen en el AGA 3 son los siguientes:

Longitud mínima aguas arriba

Longitud mínima aguas abajo

Rugosidad en las paredes internas

Excentricidad de las cañerías

El AGA realizó diversos estudios, tomando como base las configuraciones de

cañerías más utilizadas en este tipo de medición. Determinando, en éstos, las

requerimientos mínimos de longitudes tanto aguas arriba como aguas debajo de la

medición de caudal para que el perfil de velocidades a través de la placa sea el

adecuado.



Longitudes Aguas Arriba y Aguas Abajo sin enderezador

Longitudes Aguas Arriba y Aguas Abajo con enderezador



4.- Circulación de caudal pulsante a través de la placa: para realizar la medición con

exactitud de caudal con la placa orificio operando en condiciones de caudal pulsante

puede ser asegurado solo cuando:

P 0.10

PPROM .

Este límite se aplica para pulsaciones de caudal de frecuencia simple con o sin

armónica. Como por ejemplo cierre de válvulas blow-down.

5.3.- Instalaciones para la calibración de la Placa de Orificio

Las pruebas de calibración para una placa de orificio se deben realizar especificando

si hay o no hay que acondicionar de flujo aguas arriba de la placa.

Cuando las pruebas de la instalaciones se realizan sobre una instalación de campo

real, se deben verificar los coeficientes de descarga se encuentren dentro de los

límites de incertidumbre (± 2σ) del nivel de confianza de la ecuación de RG (debe ser

un 95%). Esta ecuación de RG se puede utilizar para calcular el caudal que circula

por la placa. Si los resultados que se obtienen de la prueba tienen una desviación de



la ecuación de RG superior al ± 2σ, los resultados de la prueba se pueden utilizar

para el cálculo del caudal a través de la placa.

Requisitos generales y criterios para la prueba de calibración:

a.- Para aquellas líneas que sean mayores a 10 in, a 10 in se deben probar los

efectos de la instalación, pero las instalaciones de prueba tienen que mantener la

similitud geométrica de la instalación de campo real.

b.- Para aquellas líneas que sean inferiores o iguales a 10 in, se prefiere que la

prueba se realice en el tamaño real de la línea.

Para aquellos tamaños de 6 in Dn 10 in, la prueba se puede realizar en una

línea que sea de un tamaño nominal más pequeño que el tamaño real de la

instalación.

c.- Para aquellas instalaciones geométricas similares en múltiples líneas, los

resultados de la prueba de calibración se pueden realizar en líneas de 4 in y de 8 in

para todos los tamaños de líneas.

d.- Las pruebas se deben realizar entre dos valores de número de Reynolds. Las

pruebas de números de Reynolds bajos deben encontrarse dentro del siguiente

rango 104 a 5.105; y para los números de Reynolds altos el rango debe encontrarse

entre 106 o mayores. La relación entre los números de Reynolds altos a bajos debe

encontrarse entre 5 o mayores.

Cuando la prueba se realiza con un acondicionador de flujo, los rangos de los

números de Reynolds y la relación entre los altos y bajos tienen que seguir los

lineamientos generales sobre el número de Reynolds especificadas en el apéndice

2-D del AGA 3.

e.- Si el número de Reynolds alcanzado durante la prueba es menor a 106, la validez

que se obtenga en la prueba de calibración se va a limitar al número de Reynolds

más alto obtenido en la prueba.

f.- Si se tiene la misma instalación para ser utilizada para diferentes relaciones de ,

las pruebas se deben realizar para las placas mas grandes y mas pequeñas del . Si



el resultado para las dos pruebas del son válidas, entonces la gama entera de

es válida.

5.4.- Inspección y Mantenimiento de la Placa de Orificio

Es sumamente importante realizar una inspección previa al montaje de la placa, en la

cual se debe realizar una verificación correcta de la limpieza y concordancia con el

tramo de medición (elemento primario, tubo y enderezador de vena). Esta inspección

se realiza según los requerimientos establecidos por el AGA 3, servirá para

determinar el diámetro del tubo y de la placa que se utilizará para el cálculo.

Controlar que el rango calibrado del transmisor de presión diferencial, corresponda al

diferencial de la placa usado para el cálculo de la relación de beta a caudal máximo.

Se debe verificar la correcta orientación de la placa según el sentido de flujo.

Los puentes de medición de las placas de orificio deben ser periódicamente

desmontados para una inspección completa. La frecuencia depende de las

condiciones operativas y la cantidad de impurezas que se arrastren con el gas. Las

inspecciones periódicas de la placa orificio dan un buen indicador. Como mínimo es

recomendable una inspección completa del puente de medición cada 3 años.

Las puentes de medición de placa de orificio deben inspeccionarse antes de la

puesta en servicio y desmontarse periódicamente para limpieza y nueva inspección.

Las frecuencias para estas tareas de mantenimiento varían según las condiciones de

uso. Las placas de orificio se inspeccionan y miden en forma bimensual al comienzo

de las operaciones y según el resultado obtenido, se aumentan el período de

mantenimiento, un control por lo menos cada 6 meses.



6.- Medición Ultrasónica de Gas

El Caudalímetro Ultrasónico mide el caudal por diferencia de velocidades del sonido

al propagarse éste en el sentido del flujo del fluido y en el sentido contrario. Otras

técnicas miden la diferencia de fases o de frecuencias entre las ondas del sonido que

recorren el fluido en ambos sentidos

Existen dos tipos de medidores:

• Tiempo de tránsito o de propagación: utiliza la transmisión por impulsos.

• Efecto Doppler: utiliza la transmisión continua de ondas.

Según AGA 9 solo se encuentra estandarizado para los medidores ultrasónicos de

tiempo de tránsito multi-haz de diámetros entre 6 in y mayores. Se considera un

medidor ultrasónico de tiempo de tránsito multi-haz cuando tiene como mínimo dos

pares independientes de transductores. Por este motivo, se explicará a continuación

el principio de funcionamiento de este tipo de medidor.

Se deben seleccionar medidores con múltiples pares de sensores con el objeto de

minimizar el error por la asimetría en el perfil del flujo que circula. Esto permite

además continuar midiendo, aunque con mayor incertidumbre, en el caso de que se

pierda la señal de un par de sensores.

Esta tecnología relativamente nueva brinda elementos de alarma y autodiagnóstico

no existentes en otros medidores. Se recomienda registrar y analizar esta

información, de manera tal que forme parte del reporte diario y del rastro de auditoria

que genera el sistema de medición.

Ultrasónicos de Tiempo de Tránsito: están modulados por impulsos. El método

diferencial de medida de tiempo de tránsito se basa en un sencillo hecho físico: si

imaginamos dos canoas atravesando un río sobre una misma línea diagonal, una es

el sentido de flujo y la otra en contra del flujo, la canoa que se desplaza en el sentido

del flujo necesitará menos tiempo en alcanzar su objetivo. Las ondas ultrasónicas se

comportan exactamente de la misma forma. La velocidad de flujo se determina por la



diferencia entre la velocidad de propagación de una onda de sonido a favor y otra en

contra del flujo. Son los más precisos.

Se utilizan diferentes técnicas de cálculo numérico para la determinación de la

velocidad promedio axial del gas y el caudal volumétrico en las condiciones de

proceso.

Ecuaciones que determinan los tiempos de tránsito para un haz:

L2 .(t t ) L.(t t )

Donde

V 1 2

2.t.1 t2c 1 2

2.t.1 t2

V: velocidad del gas

c: velocidad del sonido en el gas

t1: tiempo de tránsito aguas arriba

t2: tiempo de tránsito aguas abajo

L: distancia entre el emisor y receptor

D: diámetro interno del medidor

La exactitud de un medidor ultrasónico depende de los siguientes f actores:

1.- Geometría del cuerpo del medidor y localización de los transductores.

2.- La técnica de integración en el diseño del medidor.

3.- Tipo de perfil del gas.

4.- Nivel de pulsación del caudal que circula a través del medidor.



5.- Exactitud de la medición del tiempo de tránsito.

La exactitud de la medición del tiempo de tránsito depende de:

1.- Estabilidad del reloj electrónico

2.- Detección correcta de la onda ultrasónica.

3.- Compensación para el retardo de señal de los componentes electrónicos y

transductores.

Principales Características de los Medidores Ultrasónicos:

• Utilizan ondas de ultrasonido.

• Tamaños 4 a 42 in.

• Rangeabilidad elevada.

• Bajo costo de mantenimiento, instalación y bajo peso. Pero elevado costo

inicial.

• No intrusivo.

• No presenta pérdida de carga.

• Medición se realiza electrónicamente.

• No requiere recalibración.

• Transductores extraíbles bajo presión.

• Bidireccionales. Los medidores ultrasónicos pueden medir en ambas

direcciones el caudal con la exactitud.

• Haz directo sin rebotes o con rebotes.

• Tiempo de Tránsito se lo utiliza para fluidos limpios, gases y algunos pueden

medir hasta vapores.

• Requieren tramos rectos aguas arriba y aguas abajo.

• No tiene partes móviles en contacto con el fluido.

• No ofrece restricciones de pasaje de flujo, por lo tanto pérdida de carga

despreciable.

• Necesita suministro de energía para el funcionamiento del instrumento.



Los medidores ultrasónicos no deben instalarse en las proximidades de válvulas

reguladoras de presión provistas con atenuadores de ruido que generen

perturbaciones en las frecuencias de trabajo de los sensores. Cuando la instalación

de válvulas sea inevitable se preferirá localizarlas aguas debajo de los medidores e

intercalando accesorios de cañería que contribuyan a la atenuación del ruido. Se

debe seguir las recomendaciones del fabricante.

El computador de caudal se debe conectar de la manera más directa al medidor

ultrasónico. Si existe un puerto de comunicaciones que transmita el valor del caudal

desplazado, será preferible a la entrada de frecuencia, puesto que además de la

medición de caudal, al mismo tiempo se adquieren los elementos de diagnóstico.

6.1.- Condiciones Operativas

6.1.1.- Calidad del Gas

El medidor deberá operar, como requerimiento mínimo, con cualquier composición

de gas natural dentro del rango normal especificado en el AGA 8. Este incluye

densidades relativas entre 0.554 (metano puro) y 0.87.

Deberá tenerse mucho cuidado que no halla depósitos en el medidor.

El que realice la medición deberá consultarle al fabricante por cualquiera de los

siguientes motivos:

1.- Atenuación de la onda acústica si los niveles de dióxido de carbono se

encuentran alrededor del 10%.

2.- Si la operación cerca de la densidad crítica a la mezcla del gas natural.

3.- Si el nivel de sulfuros totales exceden 320 p.p.m. (partes por millón)

aproximadamente, incluyendo mercaptanos, sulfuro de hidrógeno y componentes de

sulfuros elementales.

6.1.2.- Presión

Los transductores ultrasónicos usados requieren una densidad mínima de gas (que

es función de la presión) para asegurar el acople acústico de los pulsos a través del



mismo. Por este motivo, se deberá especificar las presiones operativas mínimas y

máximas.

6.1.3.- Temperatura de operación y ambiente

El medidor ultrasónico opera sobre un rango de temperatura de – 13 °F –131 °F

(-25 – 55°C). Por este motivo, se deberá especificar el rango operativo de

temperatura del medidor.

El medidor ultrasónico opera sobre un rango mínimo de temperatura ambiente del

aire de -13 °F –131 °F. Este rango es aplicable al cuerpo del medidor con y sin gas

circulando, la electrónica montada en campo, los transductores ultrasónicos, el

cableado y los dispositivos auxiliares, cuando estos sean diferentes.

La persona que realiza el diseño de este medidor deberá indicar que tipo de gas está

fluyendo a través del mismo y especificar la temperatura ambiente del aire.

6.1.4.- Consideraciones sobre el caudal de gas

El rango de caudal que circula a través del medidor debe encontrarse dentro de los

límites especificado por el fabricante del medidor ultrasónico que son:

qmin. : es el rango de caudal de gas mínimo que circula a través del medidor

ultrasónico que puede ser medido dentro de los límites de error expandido.

qt: es el rango de caudal de gas bajo el cual el límite de error expandido es

aplicable. Donde qt qmax

qmax. : es el rango de caudal máximo que circula a través del medidor

ultrasónico, que puede ser medido dentro de los límites de error permitidos.

Se deberá verificar la velocidad máxima del fluido a través del medidor por posibles

problemas de ruido, erosión, vibración de termovaina, etc.



6.1.5.- Perfil de velocidades y cañerías aguas arriba

Las configuraciones de la cañería aguas arriba del medidor afectan el perfil de flujo

de velocidades de gas que circula a través del medidor, provocando errores en la

medición. La magnitud del error es función de la habilidad del medidor de

compensar correctamente estas incertidumbres.

Se deberá consultar al fabricante del instrumento de cómo se verá afectada la

precisión del medidor ante la configuración de cañerías adoptada en esta medición.

6.1.6.- Acondicionadores de Perfil de Flujo

Se podrá instalar un acondicionador de flujo aguas arriba, continuo al medidor

ultrasónico, con el fin de acondicionar el perfil de flujo distorsionado que trae el gas

circulante. Este arreglo permitirá reducir las longitudes de cañerías a la entrada del

medidor.

6.1.7.- Conexión del medidor con las cañerías

Bridas y cañerías aguas arriba y aguas abajo adyacentes al medidor, no deberán

tener un diámetro interno que difiera en 1% del diámetro interno de este.

6.2.- Requerimiento del medidor

6.2.1.- Cuerpo del medidor

El medidor ultrasónico deberá ser fabricado de acuerdo a las clase de bridas de

acuerdo con la norma ANSI 300#, 600#, 900#, etc. La máxima presión de operación

de diseño del medidor deberá ser la mas baja de la máxima presión de diseño de los

componentes: cuerpo del medidor, bridas, conexiones del transductor.



Todas las partes del medidor que se encuentren en contacto con el fluido que se

quiere medir deberán fabricarse con materiales compatibles con el gas natural y

derivados.

Todos los fabricantes deberán publicar sus longitudes estándares entre las caras de

las bridas del medidor para cada clase de brida y diámetro. El diámetro interior del

medidor ultrasónico deberá coincidir o diferir en 1% del diámetro interior de la

cañería aguas arriba del mismo.

Si el gas, que se quiere medir, posee impurezas (por ejemplo: aceites livianos o

condensados) los transductores deberán ser diseñados de manera de reducir la

posibilidad de acumulación de líquidos o sólidos.

Al menos una conexión de presión deberá ser provista para la medición de presión

estática en el medidor. Cada orificio, que se encuentre involucrado en la medición de

presión, deberá tener un diámetro nominal entre 1/8 – 3/8 pulgadas y la longitud del

orificio de al menos 2.5 veces el diámetro de las conexiones.

El medidor ultrasónico deberá ser provisto con una placa de identificación fijada a su

cuerpo conteniendo la siguiente información:

Fabricante, modelo, número de serie; y mes y año de fabricación.

Tamaño del medidor, clase de brida y peso total.

Diámetro interno.

Temperatura máxima y mínima.

Código de diseño y material del cuerpo y de las bridas.

Rango de presión y temperatura máxima operativa.

Rango de caudal volumétrico actual máximo y mínimo por hora.

Indicación de sentido de circulación de caudal.

Cada transductor deberá tener una indicación permanente, con una designación

única para poderlo identificar fácilmente.



6.2.2.- Transductores

Los fabricantes deberán indicar las especificaciones generales de sus transductores

ultrasónicos, tales como: dimensiones críticas, presión de operación máxima

admisible, rango de presión y temperatura de operación, y limitación en la

composición del gas. El fabricante deberá especificar la presión de operación mínima

basada en el modelo del transductor, tamaño del medidor y condiciones de operación

esperadas.

Cada transductor o pares de transductores deberán ser testeados por el fabricante y

los resultados deberán ser documentados como parte del programa de

aseguramiento de la calidad del medidor. También, deberán ser provistos con la

documentación que contenga los datos del test de calibración, el método de

calibración y los parámetros de caracterización.

6.2.3.- Electrónica

Los sistemas electrónicos, incluyendo fuentes de alimentación, microcomputadores,

componentes del procesamientos de señal y circuitos de excitación de los

transductores, contenidos en uno o mas gabinetes son considerados como la

“Unidad de procesamiento de señal” (S.P.U.).

El sistema deberá tener una función “watch-dog-timer”, para asegurar el reinicio

automático de la S.P.U. ante una falla del programa.

La S.P.U. deberá ser equipada con al menos una de las siguientes salidas:

Interfase tipo Serie de Datos: RS-232, RS-485 o equivalente.

Frecuencia: representando el caudal a las condiciones de operación.

El medidor, también, podrá ser equipado con una señal analógica de 4 – 20 mA, para

la medición de caudal en las condiciones de proceso. La señal deberá ser escalable

hasta un 20% por encima del qmax. Y una función de corte por bajo caudal, la cual

setea la salida a cero cuando el caudal indicado sea mas bajo mínimo. No se aplica

para salida de datos serie.



El diseño del medidor ultrasónico, incluyendo la S.P.U., deberá ser analizado,

testeado y certificado por un laboratorio competente, y cada medidor deberá ser

aprobado para uso en áreas peligrosas según la clasificación correspondiente.

6.2.4.- Software del computador de caudal

Los códigos del computador responsables del control y operación del medidor

deberán ser almacenados en una memoria no volátil. Todas las constantes para el

cálculo del caudal y los parámetros ingresados por el operador deberán, también, ser

almacenados en la memoria no volátil. Para propósitos de auditorias deberá ser

posibles la verificación de todas las constantes y parámetros mientras que el medidor

se encuentre operando.

El fabricante tendrá que tener un registro de todas las revisiones del firmware,

incluyendo número de serie de la revisión, fecha de revisión y los modelos del

medidor que se aplican en esta medición, etc. y una descripción de los cambios que

se producen en el firmware.

El computador deberá tener la capacidad de ser configurado de manera local o

remota, al igual que para realizar el monitoreo de la operación. Como mínimo el

software deberá mostrar y almacenar las siguientes mediciones: el caudal en las

condiciones operativas, velocidad media, velocidad del sonido promedio, velocidad

del sonido a lo largo de una trayectoria acústica y calidad de la señal ultrasónica

recibida por cada transductor.

Los siguientes estados de alarmas deberán ser provistos en forma de contactos

secos, contacto de rele o switches de estado sólido libre de voltaje aislado de tierra:

Salida inválida. Cuando el caudal indicado en condiciones de operación no es

correcto.

Trouble (opcional). Cuando cualquiera de los parámetros monitoreados sale

fuera del valor normal de operación por un período de tiempo significativo.

Falla Parcial (opcional). Cuando uno o más de los caminos de los múltiples

haces ultrasónicos no se puede utilizar.



El proveedor del instrumento deberá proveer una serie de diagnósticos vía

comunicación serie, como por ejemplo: velocidad de caudal promedio axial a través

del medidor, velocidad promedio del sonido, etc.

6.3.- Requerimientos de Performance

Si no se realizaron los tests de calibración correspondiente del medidor, el fabricante

deberá proveer los suficientes datos como para confirmar que el medidor se

encuentra dentro de una performance aceptable para la medición en custodia.

Si se realizaron los tests de calibración

Para cada diseño y tamaño, el fabricante del medidor ultrasónico deberá especificar

los límites de caudal qmin., qt y qmax..

Especificación de Performance

6.3.1.- Requerimientos del AGA 9 para Medidores Ultrasónicos 12 pulgadas

Repeatibility: 0.2% para qt qi qmax

0.4% para qmin qi qt



Resolución: 0.003 ft/s (0.001 m/s)

Intervalo de Velocidad de Muestreo: 1 segundo

Máximo Error entre picos: 0.7% para qt qi qmax (ver figura

Especificación de Performance)

Flujo Cero: < 0.004 ft/s (12 mm/s)

Error Máximo: 0.7% para qt qi qmax


6.3.2.- Requerimientos del AGA 9 para Medidores Ultrasónicos < 12 pulgadas

Repeatibility: 0.2% para qt qi qmax

0.4% para qmin qi

qt Resolución: 0.003 ft/s (0.001 m/s)

Intervalo de Velocidad de Muestreo: 1 segundo

Máximo Error entre picos: 0.7% para qt qi qmax (ver figura

Especificación de Performance)

Flujo Cero: < 0.004 ft/s (12 mm/s)

Error Máximo: 1.0% para qt qi qmax


6.4.- Requerimientos Individuales de Testeo

Antes de producirse el envío de cada medidor ultrasónico, el fabricante deberá

realizar una serie de tests y chequeos a cada medidor. Todos los resultados

obtenidos serán documentados en un reporte, preparados por el fabricante y enviado

al usuario final.



6.4.1.- Test de pérdidas

Cada medidor, completo, deberá ser testeado por pérdidas por el fabricante después

del ensamble final. Para este test se debe utilizar un gas inerte, como el nitrógeno.

La presión de test deberá ser como mínimo 200 psig manteniendo la presión por al

menos 15 minutos.

6.4.2.- Dimensiones

El fabricante deberá medir y documentar el diámetro promedio interno del medidor,

así como también, la longitud de cada camino acústico entre caras de los

transductores y la distancia axial entre pares de transductores. El promedio del

diámetro interno se determina a través de 12 mediciones. Si el camino acústico no

puede ser medido directamente se deberán utilizar métodos indirectos como la

trigonometría. Todos los parámetros medidos en este test deberán ser compensados

por la temperatura, aplicándole el coeficiente de expansión térmico del material.

6.4.3.- Test de caudal cero

El fabricante deberá realizar un test de verificación de caudal cero, en forma

detallada incluyendo como mínimo los siguientes requisitos:

Se colocan bridas ciegas en ambas caras del medidor, y se debe ventear todo

el aire contenido en el mismo. Luego se realiza la presurización con un gas de test

puro o una mezcla de gases. Las propiedades acústicas del gas de test deben ser

bien conocida y documentadas.

La temperatura y presión del gas deberán ser viables para la correcta

utilización del out-set. La velocidad del gas para cada camino acústico deberá ser

grabada por al menos 30 segundos. La velocidad del gas y desviación estándar

para cada camino acústico deberán ser calculadas.



Los ajustes al medidor deberán ser realizados, de tal manera, que brinden una

performance de acuerdo con las especificaciones del fabricante y los

requerimientos del AGA 9.

Los valores de la velocidad del sonido medidos son comparados con los valores

teóricos. Los valores que se determinan teóricamente son computados usando un

completo análisis de los componentes del gas de test, mediciones precisas de la

presión y temperatura, y la ecuación de estado utilizando el AGA 8.

6.4.4.- Test de calibración

El siguiente test de calibración de caudal es recomendado por AGA 9. Los puntos de

calibración recomendados son: qmin, 0.10 qmax, 0.25 qmax, 0.40 qmax, 0.70 qmax y qmax.

El test deberá realizarse con el gas a presión, temperatura y densidad muy cercanas

a las operativas promedio esperadas para el proceso. También deberán tenerse en

cuenta las configuraciones de cañerías y si se usarán acondicionadores de caudal

para también incluirlos en el test de ser necesario.

Es posible que no se pueda testear el medidor ultrasónico si es muy grande hasta su

capacidad máxima, debido a las limitaciones de las instalaciones actualmente

disponibles para las pruebas. En estos casos el diseñador puede especificar un

caudal mas bajo que qmax.

6.5.- Requerimientos de instalación

6.5.1.- Consideraciones ambientales

El fabricante deberá especificar la temperatura ambiente para su medidor

ultrasónico. No deberán ser instalados donde los niveles de vibración o frecuencias

exciten la frecuencia natural de la placa de la unidad de procesamiento de señal

(SPU), componentes o transductores ultrasónicos. El fabricante deberá indicar la

frecuencia natural de todos los componentes del medidor.



No se deberá exponer el medidor o su cableado a ruido eléctrico de manera

innecesaria, incluyendo corriente alterna, transitorios de solenoides, o transmisores

de radio.

6.5.2.- Configuración de cañerías

Para aplicaciones bidireccionales ambos lados del medidor serán considerados

aguas arriba.

Varias combinaciones de accesorios, válvulas, tramos de cañerías aguas arriba,

pueden producir distorsiones en el perfil de velocidad y esto puede conllevar errores

de medición. La magnitud de ese error depende del tipo y gravedad de las

distorsiones producidas por la configuración aguas arriba y la habilidad del medidor

de compensar esta distorsión. Hay trabajos de investigación sobre los efectos de la

instalación, por lo tanto el diseñador debe consultar con el fabricante para repasar los

resultados de las ultimas pruebas y para evaluar cómo la exactitud de un diseño

específico del UM se puede ver afectada por la configuración aguas arriba de la

instalación prevista.

Para asegurar el buen funcionamiento del medidor debido a la configuración de

cañerías, el fabricante deberá hacer una de los siguientes dos cosas:

1. Recomendar la configuración de cañerías y las longitudes mínimas aguas

arriba y aguas abajo, una sin un acondicionador del flujo y una con un

acondicionador del flujo, que no creará un error de medida del caudal de más

de 0,3% debido a la configuración de la instalación. Este límite del error debe

solicitar cualquier caudal del gas entre el qmin y el qmax. La recomendación se

debe apoyar por datos de prueba.

2. Especificar el disturbio máximo permitido del flujo (por ejemplo, asimetría del

perfil de la velocidad, intensidad de la turbulencia, etc.) en la brida del

medidor aguas arriba de éste o en alguna distancia axial especificada aguas

arriba del medidor que no creará un error de medida adicional del caudal de

más de 0,3 % debido a la configuración de la instalación. Este límite de error



debe solicitarse para cualquier caudal del gas entre el qmin y el qmax. La

recomendación se debe apoyar por datos de prueba.

La investigación ha indicado que los perfiles asimétricos de la velocidad pueden

persistir para 50 diámetros de cañería o más aguas abajo del punto de iniciación.

Los perfiles de velocidad que remolinan pueden persistir para 200 diámetros de

cañería o más. Un acondicionador del flujo instalado correctamente aguas arriba del

medidor ultrasónico puede ayudar a acortar la longitud de cañería recta requerida

para eliminar los efectos de un disturbio del caudal aguas arriba. Un medidor

ultrasónico puede compensar para un cierto nivel del disturbio del perfil del flujo.

Cambios internos de diámetros y protuberancias deben ser evitados a la entrada del

medidor ya que estos crean disturbios locales en el perfil de velocidad. El orificio del

medidor, las bridas y las cañerías aguas arriba adyacentes, deben tener todas el

mismo diámetro interno dentro de un 1% y ser alineados cuidadosamente para

minimizar los disturbios, especialmente la brida aguas arriba. La soldadura interna de

la brida aguas arriba debe ser amolada suavemente.

La superficie interna del medidor ultrasónico se debe mantener limpia de cualquier

depósito debido a los condensados o los rastros del aceite mezclados, suciedad o la

arena, que puede afectar el área transversal del medidor. La operación del medidor

depende del área transversal para convertir velocidad del medio del gas a un caudal.

Si una capa de depósitos se acumula dentro del medidor, el área transversal será

reducida, causando un aumento correspondiente en la velocidad del gas y un error

de medida positivo. Por ejemplo para un medidor de 6” de diámetro interno una capa

de depósitos de solo 0.008” alrededor de la superficie interna puede causar un error

de +0.53% del caudal medido.



6.5.3.- Termovainas

Para caudal unidireccional, el diseñador deberá instalar la termovaina aguas abajo

del medidor ultrasónico. La distancia entre la cara de la brida aguas abajo a la

termovaina deberá estar entre 2D y 5D.

Para instalaciones de caudal bidireccional, la termovaina deberá ser colocada al

menos a 3D de la cara de la brida. D es definido como el diámetro nominal del

medidor.

Se deberán tener muy en cuenta las vibraciones que puedan sufrir las termovainas a

causa de una alta velocidad del gas.

6.5.4.- Interferencia por Ruido Acústico

Algunas válvulas de control reductoras de presión, diseñadas para reducir el ruido

audible, pueden producir niveles de ruido ultrasónico muy altos, bajo ciertas

condiciones de operación. El ruido ultrasónico de esas válvulas de control puede

interferir con la operación de los medidores ultrasónicos más cercanos. Por esta

razón se deberá comunicar al fabricante si se instalará alguna válvula de estas

características cerca del medidor.

6.5.5.- Acondicionadores de flujo

Acondicionadores de flujo pueden o no ser necesarios, dependiendo del diseño del

medidor, el fabricante y de la gravedad de cualquier perturbación del perfil de flujo

aguas arriba.

6.5.6.- Filtrado del gas

No será necesario el filtrado del gas antes del sistema de medición si se comprueba

que en ningún momento existirá acumulación de depósitos debido a mezclas de



suciedad, condensados y/o aceites lubricantes. El filtrado será necesario si se

conoce la existencia de alguna de las condiciones anteriores.

6.6.- Errores Máximos Admisibles

Los errores máximos admisibles y de repetibilidad en los ensayos de aprobación de

modelo y verificación primitiva de un medidor ultrasónico no deberán exceder los

valores siguientes, previo al ajuste del factor de calibración:

Errores máximos admisibles y repetibilidad del medidor ultrasónico

El intervalo de velocidad en el muestreo debe ser menor o igual a 1 segundo.

La máxima diferencia entre el valor de error mas alto y el valor del error mas bajo,

deberá ser igual o menor al 0.7% para un caudal qi, mayor o igual al caudal de

transición (qt) y menor o igual al caudal máximo (qmax).

El medidor deberá cumplir con los valores de error y repetibilidad indicados en la

tabla sobre el rango total de la presión operativa, temperatura y alcances de

composición de gas, sin la necesidad de ser ajustado manualmente.

Los errores máximos admisibles en los ensayos de aprobación de modelo y

verificación primitiva de la instrumentación asociada al medidor ultrasónico no

deberán exceder los siguientes valores:



Error máximo admisible en la instrumentación asociada

6.7.- Computador de Caudal

La salida del medidor ultrasónico es, comúnmente un caudal volumétrico no

corregido (caudal volumétrico actual a condiciones de línea). Un computador de

caudal asociado o corrector deberá ser instalado para corregir el rango de caudal

volumétrico y acumulado por presión, temperatura y compresibilidad (para obtener,

por ejemplo, estándar metro cúbico hora) y para proveer la retención necesaria de

los datos y el seguimiento de estos.

Los cálculos necesarios son similares a los descriptos por el AGA reporte n° 7

(Medición de Gas por medio de Turbinas) y son los siguientes:

Qb = Qf (Pf / Pb) (Tb / Tf ) (Zb / Zf)

Vb = ∫ Qb dt

Donde,

Qb = caudal a condiciones base.

Qf = caudal a condiciones de operación.

Pb = presión base (14.73 psia).

Pf = presión estática absoluta del gas a condiciones de operación.

Tb = temperatura base (288.15 °K).

Tf = temperatura absoluta del gas a condiciones de operación.

Zb = factor de compresibilidad del gas a condiciones base, por AGA 8.

Zf = factor de compresibilidad del gas a condiciones de operación, por AGA 8.



Vb = volumen acumulado a condiciones base.

∫ = integral sobre el tiempo.

dt = intervalo de integración de tiempo, típicamente 1 segundo.

La primera ecuación convierte el caudal a condiciones de operación en caudal a

condiciones base. La segunda representa el proceso de acumulación en el tiempo.

6.8.- Calibración de los Medidores Ultrasónicos

Los medidores se deben calibrar en un laboratorio reconocido, en condiciones

similares a las de operación. El factor de calibración resultante se aplicará en los

cálculos de manera de minimizar el error en el rango normal de trabajo.

Los medidores ultrasónicos al igual que las turbinas se deben calibrar después de un

reemplazo de sensores o electrónica de control. Como mínimo es conveniente una

calibración cada 3 años. Una calibración seca anual siguiendo las recomendaciones

del fabricante, suministra un indicio del funcionamiento, pero no reemplaza a la

calibración con gas en condiciones similares a las de operación.

6.9.- Inspección y Mantenimiento de los Medidores Ultrasónicos

Es difícil establecer recomendaciones firmes sobre una tecnología relativamente

nueva y en continuo proceso de mejora.

Los operadores deberán revisar los conceptos siguientes en forma periódica a la luz

de las nuevas experiencias que se obtengan.

Los medidores ultrasónicos por su característica intrínseca tienen mecanismos de

auto diagnóstico y ajustes que no existían en otros medidores. Estas prestaciones

correctamente comprendidas y aplicadas significan un aumento en la confiabilidad de

la medición. En cada caso deben seguirse las recomendaciones de inspección y

control de los fabricantes, pero como mínimo en forma mensual lo siguiente:

1. Inspección visual del medidor, sus sensores, cableado, etc.

2. Análisis de las alarmas y eventos registrados en el medidor.



3. Comparación de las velocidades del gas en cada canal respecto a los valores

normales históricos.

4. Verificación de que la velocidad del sonido del gas de cada canal difiera en

menos del 1% y sea razonable para esa composición de gas, presión y

temperatura con valores teóricos obtenidos por otros métodos.

5. Análisis de variación de la ganancia en cada sensor. Cuando la misma cae

por debajo del 80%, se deberán inspeccionar y limpiar los sensores.

6.10.- Verificación del Medidor

6.10.1.- Verificación primitiva

La verificación primitiva de un modulo de medición será llevada a cabo, excepto que

en el certificado de aprobación de modelo se especifique que el mismo ha sido

ensayado a condiciones de flujo en las siguientes condiciones:

Sobre el rango completo de medición.

Bajo condiciones de operación (presión, temperatura).

Con el gas a ser medido.

Con cualquier corrección y/o condición a ser aplicada.

No será necesario un ensayo sobre el sistema de operación cuando se demuestre

que los ensayos de desempeño llevados a cabo en un banco de prueba son

representativos de la situación real y que además los componentes del sistema no

fueron influenciados por desarmes, transporte y rearmado. En este caso no es

necesario efectuar nuevamente los ensayos. No obstante se deberá efectuar un

examen de todo el sistema que consistirá en:

1.- Ensayo de verificación de flujo c ero: para verificar el sistema de medición del

tiempo de tránsito se deberá ensayar el medidor sin flujo y verificar que la lectura sea

inferior a 12 mm/s. El fabricante deberá elaborar un procedimiento de ensayo

detallado.



2.- Informe de ensayo: los resultados de cada ensayo requerido serán documentados

en un informe escrito por el fabricante. Para cada medidor, el informe incluirá como

mínimo:

a) El nombre y la dirección del fabricante.

b) El nombre y la dirección del laboratorio de ensayo.

c) El modelo y el número de serie.

d) El número de revisión del firmware de la C.P.U.

e) La fecha(s) del ensayo.

f) El nombre y el cargo de la persona (s) que dirigió los ensayos.

g) Una descripción escrita de los procedimientos del ensayo.

h) Las configuraciones de la cañería aguas arriba y aguas abajo.

i) Un informe de diagnóstico de los parámetros de configuración del software.

j) Todos los datos del ensayo, incluyendo caudales, presiones, temperaturas,

composición del gas e incertidumbre de medición de las instalaciones de

ensayo.

k) Una descripción de algunas variaciones o desviaciones de las condiciones de

ensayo requeridas.

6.10.2.- Verificación en Campo

El fabricante del medidor deberá proveer un procedimiento escrito de ensayos de

verificación en campo del medidor que permita a este ser ensayado funcionalmente

asegurando que el medidor se encuentra operando normalmente. Este procedimiento

incluirá:

Ensayo de verificación de flujo cero.

Análisis de medición del sonido.

Análisis individual del sendero acústico de medición.

Análisis de la velocidad de flujo en cada sendero acústico.

Niveles de ganancias y de rechazo de señal.



El fabricante deberá proveer de un análisis de incertidumbre donde se demuestre

que estos ensayos de verificaciones de comportamiento en campo del medidor, son

suficientes para validar las características de comportamiento físico y eléctrico del

medidor. El fabricante deberá hacer referencia al método de análisis de

incertidumbre utilizado.

6.10.3.- Verificación periódica

Los ensayos de verificación periódica a los que será sometido el sistema de medición

serán los mismos que se requieren para la verificación primitiva y deberán ser

efectuados 1 vez por año.

La verificación del diámetro interno del medidor será efectuada cada 3 años, para

evaluar la estabilidad geométrica del medidor.

Con el fin de verificar la estabilidad del módulo de medición se efectuará sobre este

cada 3 años, una verificación de desempeño a flujo cero y presión de trabajo sobre

los lineamientos establecidos en el AGA 9.

Los desvíos en los valores de velocidad del sonido obtenido de este ensayo deberán

ser inferiores a las establecidas por el fabricante del módulo de medición. De ser

superior a estos valores, en cualquiera de las trayectorias acústicas, se deberá

proceder a reparar el módulo de medición y someterlo posteriormente a los ensayos

correspondientes a una verificación primitiva.

Se efectuará un ensayo a condición de flujo cada 6 años en un banco de prueba a

condiciones operativas similares a la del gas a medir. Este medidor será provisto por

el usuario y deberá tener trazabilidad directa a patrones nacionales o a un laboratorio

con capacidad de ensayo, previa evaluación y autorización de un ente calificado.



7.- Medidor Másico Tipo Coriolis

El medidor Coriolis se basa en el teorema de Coriolis. Los tubos de caudal del sensor

son impulsados a vibrar a su frecuencia natural mediante un imán y una bobina drive

sujetos al vértice de los tubos doblados. Un circuito amplificador de control drive de

CA ubicado en el transmisor reforza la señal proveniente de la bobina pick-off

izquierda sensora de velocidad del sensor para generar el voltaje de la bobina drive.

La amplitud de este voltaje de la bobina drive es ajustado continuamente por el

circuito para mantener una amplitud baja y constante de desplazamiento del tubo de

caudal, minimizando la tensión en el conjunto del tubo.

La generación de la fuerza Coriolis puede producirse de dos formas:

1.- Por inversión de las velocidades lineales del fluido mediante la desviación de un

bucle en forma de omega en estado de vibración controlada (frecuencia de

resonancia). La vibración del tubo perpendicular al sentido de desplazamiento del

fluido crea una fuerza de aceleración en la tubería de entrada del fluido y una fuerza

de desaceleración en la de salida. Se genera un par cuyo sentido va variando de

acuerdo con la vibración y con el ángulo de torsión del tubo, que es directamente

proporcional a la masa instantánea de fluido circulante.

2.- Por inversión de las velocidades angulares del fluido mediante un tubo recto. Por

la vibración a la que se somete el tubo, existe una diferencia de fase entre las

velocidades angulares en distintos puntos. Esta diferencia de fase es la que miden

los sensores y es proporcional al caudal másico. La ventaja del tubo recto respecto al

tubo omega es que su pérdida de carga es muy baja.

En la figura que se presenta a continuación se muestra como es el sensor del

medidor Coriolis:



El medidor Coriolis es independiente del perfil de flujo, es insensible a las

turbulencias. No se requieren tramos rectos ó acondicionadores de flujo aguas

arriba, reduciéndose los costes de instalación.

Principales Características del Medidor Coriolis:

Los medidores Coriolis, cuando se utilizan para medir en volumen, presentan

algunas ventajas:



No tienen partes móviles, asegurando de esta forma una mejor exactitud a lo

largo del tiempo.

No requiere instalaciones especiales, con bajos costos de instalación.

Tiene un sensor no intrusivo que evita el deterioro por partículas de

condensados.

La medición de densidad en línea está disponible en el medidor. La densidad

es necesaria para calcular el volumen referido a condiciones base.

Salidas electrónicas múltiples y variadas proveen información en tiempo real

para diagnósticos y operación en línea.

Medición de caudal Másico: El movimiento vibratorio del tubo de caudal, combinado

con el del fluido que pasa a través de los tubos, induce una fuerza Coriolis que

provoca que cada tubo de caudal se fuerce en proporción a la tasa de caudal másico

que pasa a través del tubo durante cada ciclo de vibración. Debido a que una pata

del tubo de caudal se retrasa respecto a la otra pata durante ese movimiento de

torsión, las señales provenientes de los sensores, ubicados en las dos patas del tubo

pueden ser comparadas electrónicamente para determinar la cantidad de torsión. El

transmisor mide el retraso del tiempo entre las señales de los sensores izquierdos y

derechos usando circuitos de precisión y un reloj de alta frecuencia controlado por

cristal. Este valor de tiempo se filtra digitalmente para reducir el ruido y mejorar la

resolución de la medición.

La diferencia de tiempo es multiplicada por el factor de calibración de caudal para

determinar la tasa de caudal másico. Debido a que la temperatura afecta a la rigidez

del tubo de caudal, la cantidad de torsión producida por la fuerza Coriolis será

afectada por la temperatura del tubo de caudal. El transmisor ajusta continuamente la

tasa de caudal medida y monitorea la salida de un detector de temperatura por

resistencia (RTD) basado en un elemento de platino; este sensor está sujeto a la

superficie exterior del tubo de caudal. El transmisor mide la temperatura del sensor

usando un circuito amplificador es convertido a una frecuencia y es digitalizado

mediante un contador leído por el microprocesador.



La medida en masa es independiente de la temperatura, presión y densidad del

fluido. En general la medición en volumen debe ser corregida a determinadas

condiciones (a una temperatura y presión definida), por lo que es necesario conocer

las propiedades termodinámicas y el factor de compresibilidad del fluido. Si la

medición de masa no es directa, se presentan fuentes de error adicionales:

• Lectura del caudal (velocidad)

• Presión

• Temperatura

• Composición o densidad operativa

Los medidores Coriolis, cuando se utilizan para medir en masa, presentan las

mismas ventajas anteriormente mencionadas y además:

La densidad, aunque no es necesaria para los cálculos, permite monitorear la

calidad del producto.

La alternativa para medir la masa es la de utilizar un medidor volumétrico y un

densitómetro. Pero esto, provoca un incremento en los costos y aumenta los

errores ya que se introducen más instrumentos.

El medidor másico tipo Coriolis se recomienda utilizarlo cuando nos encontramos en

presencia de fluidos sucios o viscosos; ya que al no poseer partes móviles se

reducen los costos de mantenimiento. Por ejemplo, el aire o arena no producen un

daño en el medidor.

Si se produce una variación muy importante en los caudales, el medidor Coriolis

logra la mayor relación de caudales.

Medición de Densidad: el sensor de caudal másico tipo Coriolis también funciona

como un medidor de densidad de tubo vibratorio. La frecuencia natural del medidor

de densidad de tubos vibratorio. La frecuencia natural del conjunto de tubo es una

función de la rigidez del tubo, geometría del tubo y masa del fluido que contiene el



tubo. Por lo tanto, la densidad del fluido puede ser derivada de una medición de

frecuencia del tubo.

El transmisor mide el período de tiempo de cada ciclo de vibración usando un reloj de

alta frecuencia. Esta medición es filtrada digitalmente, y la densidad es calculada

usando los factores de calibración de densidad para el sensor después de

compensar la frecuencia natural sensada para cambios conocidos en la rigidez del

tubo debido a la temperatura de operación. El transmisor calcula el caudal

volumétrico dividiendo el caudal másico medido entre la densidad medida.

En los demás medidores para la determinación de densidad es necesario un

gravímetro adicional al medidor de caudal, pero con el másico no; ya que la medición

de densidad en línea monitorea la calidad, existen alarmas disponibles para avisar

los cambios de densidad y los medidores Coriolis miden tanto masa, volumen,

densidad todo en un solo dispositivo.

La decisión de medir en volumen o mas depende de las propiedades del fluido. La

medición en volumen debe ser corregida a las condiciones base para transferencias

fiscales. Por este motivo, es necesario conocer las propiedades termodinámicas y el

factor de compresibilidad del fluido. Estos datos no son conocidos para todos los

fluidos; si no están disponibles, la transferencia puede realizarse en masa (está no

varía frente a los cambios de presión y temperatura).

Las ventajas de los medidores Coriolis en las Transferencias Fisca les; al no haber

partes móviles y no necesitarse de acondicionadores de flujo, los medidores Coriolis

presentan:

Menor mantenimiento y costo de inventario.

Mayor producción y caudal a medir.

Mayor mantenimiento de la exactitud

Reducción de costo de instalación.

Bidireccionalidad y medición de densidad en el mismo instrumento



Información en tiempo real del medidor para el sistema supervisor o de

adquisición de datos.

El AGA 11 dice que es válida la utilización de un medidor Coriolis para gas para

todas aquellas aplicaciones de media y alta presión. Estas aplicaciones incluyen la

medición de gas (monofásico) en producción, proceso, transmisión, almacenaje,

distribución y medición de consumo en sistemas de medición.

Los rangos de aplicaciones que determina el reporte son los siguientes:

Para poder convertir el volumen medido a condiciones base, en una transferencia

fiscal, es necesario utilizar ecuaciones matemáticas con los datos específicos para el

fluido que se está analizando. Estas ecuaciones provienen de datos experimentales.

Lo que queda claro es que la transferencia fiscal basada en medición másica tendrá

menor margen de error que la medición en volumen.



Para determinar en condiciones estándares del caudal, el medidor realiza lo

siguiente: la salida en masa del medidor Coriolis es convertida en unidades

estándares, sin el uso de la densidad operativa. Esta conversión requiere el

conocimiento de la composición del gas para calcular la densidad base utilizando una

ecuación de estado que se puede encontrar en el AGA 8.

7.1.- Calidad del Gas

Como mínimo el medidor operará con exactitud con cualquiera de las mezclas de

gas natural especificadas en el reporte AGA 8, denominadas como “Rango Normal” o

“Normal Range”. El rango normal comprende a los gases con densidades relativas

entre 0.554 (que es el metano puro) y 0.87.

La utilización de este medidor se encuentra limitada a la fase gaseosa dentro del

“Rango Expandido” o “Expanded Range”.

Si las aplicaciones se encuentran fuera de estos rangos mencionados se deberán

realizar las verificaciones correspondientes.

7.2.- Material del Medidor

El uso de materiales en contacto con las partes húmedas deberá ser tenido en

cuenta, como por ejemplo: si la condición de proceso está próxima al dew point de la

mezcla de gas; los niveles de sulfuros exceden lo especificado según los

lineamientos de National Association of Corrosion Engineers (N.A.C.E.); presencia de

halógenos en la mezcla; etc.

7.3.- Presión de operación

El fabricante determinará la máxima presión de operación según sus estándares. La

caída de presión a través del sensor del medidor Coriolis dependerá según la

aplicación.

Hay que tener en cuenta la mínima presión de operación, ya que es una condición

más desfavorable para el sensor.

f



La caída de presión (P) se encuentra determinada por el coeficiente de pérdida de

K 2 * gC * P

carga (K), definido como:

* v2

Donde:

gc: constante de conversión de unidades

P: caída de presión

f: densidad del fluido

: velocidad del gas

Si rescribimos la ecuación anterior para poder resolver la caída de presión,

obtenemos:

K * * v2

P f

2 * gC

7.4.- Performance del Medidor Másico Tipo Coriolis

La mínima performance requerida por el medidor se encuentra especificada en la

siguiente figura extraída del AGA 11:



Algunos factores que pueden afectar la performance del medidor en el campo

pueden ser producidos, por: porque se produjo el estrés mecánico en el medidor;

variaciones en el caudal; configuración de la cañería; variaciones extremas de

presión y temperatura; cambios en la condiciones ambientales; y composición y

estado de agregación del fluido.

El reporte AGA 11 establece lo siguiente para los requerimiento de performance del

medidor:

1.- Repetibilidad: 0.5 % de la lectura para Qt Qi Qmax

2.- Máximo error medido: 1.0 % de la lectura para Qt Qi Qmax

3.- Máximo pico a pico de error: 1.0 % de la lectura para Qt Qi Qmax

Donde;

Qt: caudal de transición del gas, es considerado hasta el error máximo permitido de

la medición.

Qi:: caudal del gas en condiciones actuales en un determinado test de condición de

operación.

Qmax: caudal máximo del gas, es especificado por el fabricante del instrumento.

La presión estática del gas genera pequeños desvíos en la performance del medidor

que casi siempre no son tenidos en cuenta. Sin embargo a altas presiones (mayores

a los 500 psi), el efecto puede ser considerado. Para este cada fabricante especifica

la desviación en la exactitud del medidor a distintas presiones.

Las variaciones de temperatura en los tubos producen un bias que es compensado

en forma automática por el medidor (esto se ve reflejado en el módulo de elasticidad

de Young).

7.5.- Ajuste del cero

El ajuste del cero se debe realizar cuando se instala por primera vez o bien si al

medidor se lo llega a mover a otra posición.



Para poder establecer el cero en el medidor se requiere que el transmisor esté

conectado al menos durante 30 minutos.

Se debe hacer circular el producto por el medidor asegurándose que se estabilizan

las condiciones y que no hay aire en la línea. Así como también se deben cerrar las

válvulas de bloqueo aguas arriba y aguas abajo del Coriolis. Uno debe verificar que

el flujo se ha detenido completamente y accionar el inicio de “cero” del transmisor.

El ajuste del cero establece la respuesta del medidor al caudal cero y establece la

línea base para la medición de caudal. El cero puede verificarse sin necesidad de

efectuarse la calibración del cero nuevamente. Un desplazamiento del cero queda

reflejado por el desplazamiento del factor del medidor. Si el factor del medidor es

estable también lo es el cero. Si uno quiere re-establecer el cero en el medidor, se

debe realizar la re-calibración del medidor.

7.6.- Calibración

La calibración del medidor no es alterada por los cambios en la densidad o en las

propiedades del fluido. Al no poseer partes móviles evita el corrimiento de la

calibración en el transcurso del tiempo.

La calibración en fábrica, con agua, es válida para gas. No es necesaria calibración

en campo.

Se debe realizar la calibración del medidor de Coriolis porque de esta manera se

logra la disminución de la incertidumbre sobre los siguientes factores:

Exactitud del medidor.

Control de inventario.

Integridad del sistema.

Pago por lo que se recibe.

Factura por lo que se entrega.

Tendencias de mantenimiento.

Traceabilidad.



Si se quiere realizar la calibración en volumen del medidor Coriolis se deben tener

en cuenta algunas consideraciones, como por ejemplo:

1.- La composición del producto debe ser estable, la temperatura y la presión,

caudal, deben ser estables. Esto se soluciona verificando que las condiciones son

estables.

2.- Se debe realizar el envío de pulsos a varios dispositivos, configuración del

transmisor. Esto se resuelve verificando los factores de calibración sean correctos y

revisando la programación del transmisor.

3.- Alineación y montaje del medidor. Se soluciona verificando las conexiones del

sensor, su alineación, etc.

4.- Pérdidas en válvulas y aire o gas en el sistema. Se resuelve verificando si existen

pérdidas en las válvulas de bloqueo en todas las vías.

7.7.- Requerimientos de la instalación

En cuanto a la temperatura del fluido se establece que se debe encontrar dentro de

–40°C a 93°C para la temperatura de proceso del fluido. Una de las

recomendaciones del proveedor es que es conveniente que la temperatura del fluido

este por encima del dew point del gas. La temperatura ambiente se debe encontrar

dentro de –25°C a 55°C.

Con respecto a las vibraciones, los medidores Coriolis deben estar aislados de

posibles fuentes de vibraciones. Los ruidos electrónicos, aunque los medidores están

diseñados para trabajar frente a EMI (Interferencia Electromagnética), RFI, éstos

deberán ser conectados lejos de estas posibles fuentes de ruido.

A continuación se muestra una configuración típica de la cañería, esto es un ejemplo

de instalación y fue extraído de reporte del AGA 11:



Algunos sensores Coriolis son inmunes a las distorsiones del perfil de velocidades y

a los efectos de torbellinos permitiendo, de esta forma, mayor flexibilidad al instalador

con la única restricción de realizar un adecuado soporte para minimizar las tensiones

estructurales en el cuerpo del sensor.

La instalación del sensor se realizará según las recomendaciones del fabricante. La

utilización de filtros aguas arriba no es necesario, según las recomendaciones del

fabricante, esto involucra a la mayoría de las aplicaciones; salvo cuando nos

encontramos con un gas el cual tiene contaminantes abrasivo o similares, el

fabricante recomienda la utilización de ellos.

Se debe mantener una contrapresión positiva en el medidor para reducir el riesgo de

cavitación y flashing.

La caja del sensor no puede ser utilizada para soportar el sensor u otros equipos.

Debe haber una alineación apropiada de la cañería y bridas (el fabricante

recomienda la utilización del spool en campo).

Si el espacio de las instalaciones es insuficiente se recomienda la utilización de este

medidor ya que no requiere ni tramos rectos aguas arriba o aguas abajo o

acondicionadores de flujo. Tampoco se requieren cañerías adicionales para revertir

el flujo manteniendo el sentido del mismo.



Según las recomendaciones de los proveedores del medidor Coriolis, la mayor parte

de estos que se utilizan para la medición de gases se deben instalar los tubos hacia

arriba, o colocar el sensor en bandera con flujo de arriba hacia abajo. El motivo de

esta tipo de montaje es para poder drenar el líquido fuera del medidor.

Figura (1) Figura (2)

La instalación que se muestra en la figura (1) es la recomendada por el Fabricante

como primera opción. La segunda figura muestra otra forma de instalación.



7.8.- Especificaciones Electrónicas

El transmisor genera una salida en masa, que será enviada a un computador de

caudal. El computador de caudal realizará los cálculos a las condiciones de

referencia, utilizando los factores necesarios basándose en los requerimientos de los

reportes del AGA (como por ejemplo AGA 8).

El transmisor energiza la bobina del sensor para excitar los tubos del flujo del

medidor. Este produce las salidas que se pueden utilizar para comandar otros

dispositivos periféricos, puede ser configurado vía puerto de comunicaciones y

Almacena datos de la configuración en su memoria interna (que es no volátil).

En la programación del transmisor se puede realizar, como por ejemplo:

Ingresar la información de la calibración

Establecer las unidades de medición

Establecer la salida de pulsos para el probador

Establecer los parámetros (límites de alarmas, etc.)

Establecer el “cero” del medidor

Ver las variables de proceso

Ver el nivel de las salidas de corriente

Ver los mensajes de error

Leer la frecuencia de los tubos

Leer las salidas de las bobinas

Guardar la configuración

La electrónica puede ser montada en forma integral así como también remota.

El medidor deberá poseer al menos una de las siguientes salidas:

1) Serial data interfase; RS-232, RS-485 o algún equivalente

2) Frecuencia, representando caudal.

La alimentación podrá ser: 120 VAC, 240 VAC @ 50 o 60 Hz; 12 VDC y 24 VDC.

Tiene la posibilidad de operar en Clase I, División 2, Grupo D.



El medidor también podrá tener una salida en 4 –20 mA para la medición de caudal.

La función de low flow cut-off debería ser provista y debería poseer un método de

diferenciación entre el flujo directo y reverso.

El software de procesamiento o firmware del transmisor es el responsable del control

del medidor. El cual deberá ser almacenado en una memoria no volátil. Para los

propósitos de auditoria, deberá ser posible verificar todas las constantes.

8.- Medidor de Caudal tipo Turbina

8.1.- Generalidades

El Caudalímetro tipo Turbina consiste en un rotor que gira al paso del fluido con una

velocidad directamente proporcional al caudal. Tanto para líquidos como para gases

funcionan por el mismo principio.

La velocidad del fluido ejerce una fuerza de arrastre en el rotor; la diferencia de

presiones debida al cambio de área que se produce entre el rotor y el cono posterior,

ejerce una fuerza igual y opuesta. De esta forma, el rotor está equilibrado.

Los medidores de turbina para gas o líquido difieren fundamentalmente en el diseño

del rotor. Una salida mediante impulsos eléctricos se produce cuando se detecto el

paso de cada paleta alrededor de uno o más sensores situados en el campo del

medidor. Una forma de sensar el paso de cada álabe es haciéndolos magnéticos y

que al pasar frente a una bobina captora (pick up coil) se induzca en esta una fuerza

electromotriz, la que desaparece al alejarse el álabe.

Matemáticamente la expresión del caudal de una turbina se puede expresar:

Q = K * f

Donde,

Q es el caudal



f la frecuencia de giro de los álabes

K es coeficiente de la turbina (por ejemplo litros por cada pulso).

La velocidad de giro de los álabes es una función del tamaño y forma del pasaje

donde circula el fluido y de la forma del rotor. También depende de la carga que es

impuesta debido a la fricción mecánica interna, fricción del fluido, carga externa y la

densidad del gas.

Para poder predecir la característica de comportamiento de un medidor de turbina es

necesario que sea calibrado de modo que la relación entre el número de impulsos

emitidos y el volumen de fluido que está circulando por los álabes se conocido (forma

experimental). Esto da como resultado una curva de calibración.

Se puede estimar que dentro de cierto rango dado por la curva de calibración, el

medidor, tiene una salida del tipo lineal y el volumen de gas que pasa a través del

medidor es casi proporcional al número de impulsos recibidos, dejando de ser

preciso para caudales de dicho rango.

Principales Características de la Turbina:

• Amplia Rangeability.

• Buena precisión.

• Buena linealidad.

• Costo moderado.

• Mide líquidos, gases, etc. No se utilizan para la medición de vapores.

• Requerimiento de tramos rectos aguas arriba y abajo del medidor.

• Tiene pérdida de carga permanente considerable.

• Como tiene partes móviles no tolera partículas.

• Se debe realizar mantenimiento.

Debe instalarse de tal modo que no se vacíe cuando cesa el caudal ya que el

choque a elevadas velocidades dañaría el medidor.

El reporte numero 7 de AGA se refiere a los caudalímetros de gas tipo turbina axial

y no a otro tipo de turbina.



Los medidores de turbina consisten en 3 componentes básicos:

El cuerpo

El mecanismo de medida

El dispositivo de lectura y salida

Dispositivo de lectura y salida: Los medidores de turbina pueden tener salidas de

pulsos eléctricos o impulsión mecánica.

Para los medidores de impulsión mecánica, la salida consiste de ejes, engranajes, y

cualquier otro dispositivo necesario para transmitir las revoluciones indicadas por el

rotor fuera del cuerpo para el registro del volumen no corregido. El medidor deberá

ser marcado cerca del dispositivo de salida para indicar la dirección de rotación y el

volumen no corregido por revolución.

Para los medidores de pulsos eléctricos, la salida incluye un sistema de detección de

pulsos y todas las conexiones eléctricas necesarias para transmitir las revoluciones

indicadas por el rotor fuera del cuerpo para el registro del volumen no corregido.

8.2.- Instalación

El medidor de turbina es un dispositivo de medición de velocidad. La configuración

de cañerías aguas arriba del medidor deberá ser tal que el perfil de velocidades del

caudal entrante tenga una distribución uniforme y sin remolinos. Puesto que la



construcción del medidor se diseña para dirigir el flujo al paso anular aguas arriba del

rotor, tiende con eficacia a hacer un promedio del perfil de velocidad de la mayoría

de las condiciones normales del flujo, reduciendo al mínimo la influencia de las

distorsiones de menor importancia del flujo sobre funcionamiento del medidor. Se

recomienda el uso de enderezadores de vena.

La instalación de un dispositivo que estrangula tal como un regulador o una válvula

parcialmente cerrada, no se recomienda instalarse en las proximidades al medidor.

En donde tales instalaciones son necesarias, el dispositivo que estrangula deberá ser

localizado ocho diámetros nominales adicionales aguas arriba o dos diámetros aguas

abajo en la instalación recomendada en línea, que se muestra en la figura.

8.2.1.- Instalación recomendada para medidores rectos

La instalación recomendada requiere de una longitud de diez (10) diámetros aguas

arriba con la salida del enderezador de vena localizada cinco (5) diámetros desde la

entrada al medidor, como se muestra en la figura anterior.

Un longitud de cinco (5) diámetros aguas abajo es recomendada del medidor. Ambas

cañerías, tanto de entrada como de salida deben poseer el mismo diámetro nominal

que el medidor.

El uso de instalaciones opcionales quizá resulte en una degradación de la precisión

del medidor.



8.2.2.- Instalación recomendada para medidores con cuerpo en ángulo

La instalación recomendada para medidores con cuerpo en ángulo es mostrada en la

figura siguiente:

Se recomienda que la tubería a la entrada del medidor esté conectada con la

canalización vertical usando un codo o una te de 90°. Una válvula, un filtro, se

pueden instalar en la canalización vertical. Cuando el enderezador de vena no se

utiliza, la longitud por aguas arriba de la tubería de entrada del medidor debe ser 10

diámetros nominales. Al utilizarse enderezador de vena, la longitud de la cañería

aguas arriba se puede reducir a cinco diámetros nominales. La distancia entre la

entrada del enderezador debe ser cinco diámetros nominales de la entrada del

medidor. No hay restricciones en la longitud de la cañería aguas abajo, excepto que

la brida del medidor debe ser del mismo tamaño que la cañería.



8.2.3.- Enderezadores de Vena

El propósito de estos es de proveer perfiles de caudal aptos para la medición, o sea

que no afecten la precisión del medidor.

La máxima dimensión transversal de cualquier pasaje a través de las venas no

deberá exceder un cuarto del diámetro interno del caño. La longitud de las venas

deberá ser de al menos diez veces el máximo diámetro interno.

8.2.4.- Filtros

Sustancias extrañas dentro de la línea pueden causar daños serios al medidor de

turbina. Para evitar esto se recomienda el uso de filtros. Estos filtros deben ser

diseñados para que a máximo caudal haya una caída de presión y distorsión mínima.

Un grado de protección mas alto se puede obtener a través del uso de un filtro del

tipo seco o separador instalado aguas arriba del medidor. Se recomienda que la

presión diferencial a través del filtro sea monitoreada para mantener este en buenas

condiciones y prevenir distorsiones en el caudal.

8.2.5.- Protección contra sobrerrango

Exceder los límites de velocidad del rotor causado por las velocidades extremas del

gas encontradas durante la presurización, venteo o purga pueden causar daños

severos.



Algunos medidores y dispositivos transductores pueden ser dañados cuando

funcionan en sentido inverso. Por lo tanto una válvula blow-down de presión deberá

ser localizada aguas abajo del medidor.

Mientras que los medidores de turbina pueden funcionar hasta 150% veces de su

capacidad sin daños por períodos cortos de tiempo, las válvulas de blow-down

sobredimensionadas pueden causar velocidades rotatorias en exceso de esta

cantidad. Por lo tanto, la válvula blow-down debe dimensionarse como sigue:

Medidor Tamaño de la Válvula

2” ¼”

3” ½”

4” ½”

6” 1”

8” 1”

12” 1”

Como regla general, la válvula no deberá ser más grande que una sexta parte del

tamaño del medidor.

8.2.6.- By-pass

Es una buena práctica proveer de un by-pass para que se le pueda realizar el

mantenimiento y calibración al medidor sin interrupción del servicio.

8.2.7.- Instalación de accesorios

Dispositivos para integrar el volumen no corregido a condiciones bases o para

historización de parámetros deberán ser instalados según lo indica la norma AGA 7,

lo cual se indica a continuación:



Medición de Temperatura: Ya que los disturbios aguas arriba del medidor

deben ser llevados al mínimo, la localización recomendada para los

termómetros es aguas abajo del medidor. Deberá ser colocado entre uno (1) y

cinco (5) diámetros de cañería de la salida del medidor y aguas arriba de

cualquier válvula o restricción de caudal.

Medición de Presión: Una conexión de presión, provista por el fabricante de la

turbina, sobre el cuerpo del medidor deberá ser usada como el punto para

sensar la presión para instrumentos de integración o historizadores.

Medición de Densidad: El uso de densitómetros es deseable para muestrear el

gas tan cerca como sea posible de las condiciones del rotor, pero se deber ser

muy cuidadoso de no provocar disturbios en el caudal de entrada o crear un

by-pass no medido.

8.3.- Operación

Para una vida máxima y una precisión sostenida, los medidores de turbina deberán

ser operados bajo los rangos de caudal especificados. Exceso de velocidades del

rotor causaran desgaste prematuro de las partes internas y podrá causar daños en el

rotor.

Como todos los medidores, deben ser presurizados y puestos en servicio

lentamente. Sobrecargas por aperturas muy rápidas de válvulas resultarán

usualmente en daños al rotor. La instalación de un pequeño by-pass alrededor de la

válvula aguas arriba del medidor puede ser utilizado para salvaguardar a la turbina

del shock de presión.

8.3.1- Startup

La remoción de la suciedad de la cañería se puede realizar por medio de un filtro o

tamiz. En adición se deben tomar precauciones cuando un nuevo medidor es

colocado en servicio. La línea debe ser soplada para remover cualquier resto de

soldaduras o grandes cantidades de suciedad. Esto deberá hacerse antes que el



medidor sea instalado, si esto no es posible, deberá removerse el mecanismo del

medidor de turbina para prevenir daños. Por lo tanto cualquier test hidráulico deberá

hacerse sin el medidor o sin las partes mecánicas del mismo instaladas.

8.3.2- Frecuencia de Inspección y Mantenimiento

La precisión del medidor de turbina es dependiente de un buen mantenimiento y de

una inspección frecuente adecuada. Los medidores usados en aplicaciones con gas

sucio requerirán mas atención que aquellos que sean usados con gas limpio, y los

periodos de inspección deberán reflejar este aspecto. Cuando filtros o tamices son

instalados, inspecciones visuales programadas deberán requerirse y la presión

diferencial a través de estos elementos debe ser chequeada.

8.4.- Características de Perfomance

8.4.1.- Efecto Remolino

El medidor de turbina se diseña para, y está calibrado bajo, una condición

aproximada de flujo axial en la entrada del rotor. Si el fluido a la entrada del rotor

tiene remolinos significantes, principalmente componentes tangenciales, la velocidad

del rotor a un determinado caudal, será diferente que para un flujo axial. Un remolino

en la dirección de rotación del rotor incrementara la velocidad del rotor, por el

contrario un remolino en sentido opuesto decrecerá la velocidad del rotor.

8.4.2.- Efecto del Perfil de Velocidad

Cuando hay una distorsión en el perfil de velocidad del caudal en la entrada del rotor,

la velocidad de éste se verá afectada. Generalmente un perfil de velocidad no

uniforme resulta en una mayor velocidad del rotor que un perfil uniforme de

velocidad.



8.4.3.- Efecto de la Fricción del Fluido

El fluido retarda torques en el sistema del rotor causando desplazamiento de su

velocidad ideal. La cantidad de desplazamiento del rotor debido a la fricción del

fluido total se conoce que es una función de un cociente sin dimensiones de la

inercia a las fuerzas viscosas, llamadas número de Reynolds, y por lo tanto con

frecuencia se llama "el efecto del número de Reynolds".

8.4.4.- Efecto de la Fricción de Fluido Viscoso

Se produce una disminución de la velocidad del rotor si el fluido es más viscoso del

esperado. La cantidad del desplazamiento del rotor depende del caudal y del a

densidad del gas, por lo tanto este efecto es conocido como “efecto por densidad”.

8.4.5.- Repetibilidad

La repetibilidad de un medidor es la habilidad que tiene de duplicar una dada salida

para corridas de testeo con valores idénticos de condiciones de caudal.

Despreciando los errores aleatorios causados por el sistema, la mayoría de los

medidores de turbina bajo condiciones normales tienen una repetibilidad de ±0.10 %

con un nivel de confianza del 95 % sobre test sucesivos de corta duración y ±0.15 %

de día a día.

8.4.6.- Precisión

La precisión de un medidor es el grado de conformidad del valor indicado con el valor

verdadero de la cantidad medida. En medición de caudal de gas natural, la precisión

de una turbina es de ± 1 % del valor verdadero sobre un rango especificado y el

rango de presión usando aire como medio de calibración.



8.4.7.- Linealidad

El rango lineal de un caudalímetro de turbina es el rango de caudal sobre el cual la

frecuencia de salida es proporcional al caudal dentro de los límites especificados por

el fabricante.

8.4.8.- Pérdida de Presión

Las pérdidas de presión de un medidor de turbina son atribuidas a la energía

requerida para el funcionamiento del medidor y las perdidas debidas a la fricción por

el pasaje interno del fluido, incluyendo cambios en el área y dirección del caudal. La

pérdida de presión es usualmente medida en un punto aguas arriba y en otro punto

aguas abajo del medidor sobre la cañería del mismo diámetro que el medidor. La

localización de esos puntos son especificadas por el fabricante (usualmente un

diámetro aguas arriba y uno aguas abajo).

8.4.9.- Efectos debido a las pulsaciones

En algunas aplicaciones, por ejemplo estaciones de compresión, el caudal puede ser

pulsante en vez de constante. Frecuentemente este puede ser rectificado,

localizando el medidor más lejos de la fuente de pulsación o colocando un

amortiguador de pulsaciones, pero esto algunas veces no puede ser realizado.

Puede ser importante saber si la magnitud del error debido a las pulsaciones de

caudal es significativa. La solución del problema es compleja, pero el error es

generalmente positivo puesto que el rotor responde más rápidamente a alto caudal

que a bajo caudal.

Los factores que más afectan el error del medidor debido a las pulsaciones, son la

amplitud, frecuencia y forma de onda de la pulsación y la respuesta en el tiempo del

rotor. Es importante hacer notar que el error de pulsación depende de la variación de

velocidad del caudal y no de la variación de la presión.



8.5.- Calibración

La mayoría de los medidores de turbina realizan la calibración usando aire a

presiones por debajo de 100 psi-g. Test de campo pueden también ser hechos a

presiones altas usando nozzles sónicos o medidores calibrados.

Los fabricantes predicen una precisión de ± 1 % sobre el rango especificado para

cualquier densidad de operación. Se puede obtener una precisión del ±0.25% sobre

un rango especificado si son calibrados individualmente mediante un standard

aceptable a la densidad de operación. Por lo tanto, la máxima precisión del medidor

de turbina se obtendrá cuando cada medidor sea calibrado bajo condiciones de

densidad muy aproximadas al valor de densidad actual de operación.

A continuación se describirán los distintos métodos de calibración aceptados

actualmente.

8.5.1.- Prueba de la campana (Bell Prover)

Es ampliamente usada como estándar de referencia, y cuando es usada de manera

correcta, puede ser una de las más precisas y repetibles de todos los estándares de

bajo presión.

Los medidores probados mediante este test funcionan, generalmente, cerca de la

presión de campana (unas pocas pulgadas de agua), sin embargo, es posible testear

el medidor a varias veces la presión atmosférica. Esto es realizado expandiendo el

gas desde el medidor a través de la válvula de corte, a la presión de campana antes

de entrar a la campana.

8.5.2.- Prueba de transferencia (Transfer Prover)

Este principio consiste en testear el medidor contra un patrón o medidor de

referencia de precisión conocida. Se debe ser muy cuidadoso en el uso del medidor

patrón para asegurarse que las condiciones de caudal pulsante o remolinos no son

transmitidos al medidor de turbina, causando una calibración errónea.



Aunque la calibración directa de un medidor de turbina contra un medidor de

campana es limitada, es posible desarrollar un medidor de turbina preciso como

medidor de alta presión de referencia y traceable al medidor de campana. Para

lograr esto, la curva de la exactitud de un medidor grande de turbina se puede

determinar usando dos o más medidores pequeños de turbina que han estado

calibrados contra un medidor de campana.

8.5.3.- Pruebas del Orificio de Caudal Crítico (Critical Flow Orifice) y Nozzle Sónico

(Sonic Nozzle)

Operan con una caída de presión sobre un rango (crítico) especificado de la presión.

La prueba del orificio de caudal crítico requiere que la presión de salida sea menor al

50% de la presión de entrada y el gas o aire venteado a la atmósfera.

La mayor diferencia entre el orificio de caudal crítico y el nozzle sónico es que el

nozzle sónico operara correctamente a más bajas caídas de presión. La sección de

descarga de un nozzle sónico es diseñada como un venturi, y una mayor parte de la

caída de presión es recuperada. Con esta caída de presión mínima, la descarga de

gas puede ser localizada en un sistema de más baja presión, eliminando la

necesidad de descargas a la atmósfera.

El orificio de caudal critico es calibrado para ± 0.5% y el nozzle sónico para ± 0.15%

a condiciones de operación. Para obtener este alto grado de precisión, una

determinación precisa del orificio básico o coeficiente del nozzle, presión y

temperatura aguas arriba, composición de gas deben ser realizadas.

8.5.4.- Orificio en Línea

Medidores de presión diferencial usando placas orificio tipo square-edge son

frecuentemente utilizados para chequear medidores de turbina. Es preferible que

para un alto nivel de precisión, el orificio básico y el número de Reynolds para cada

placa sea establecido por calibración en el momento. Los medidores de orificio son

dispositivos inferenciales y requieren conocer la gravedad específica de gas. El



control y precisión en la medición de temperatura, presión y presiona diferencial son

muy importantes si resultados precisos quieren ser obtenidos.

8.5.- Chequeos en Campo

Mayormente los chequeos en campo son la inspección visual y el test de tiempo de

rotación (spin-time).

En la inspección visual, el rotor deberá ser inspeccionado por falta de álabes,

acumulación de sólidos, erosión, u otros daños que afectasen al balance del rotor y

la configuración de los álabes. Los internos del medidor deberán ser chequeados

para asegurarse que no haya deterioros.

El test de tiempo de giro determina el nivel relativo de la fricción mecánica en el

medidor sin el dispositivo transductor. Si la fricción mecánica no es significativa, el

medidor esta internamente limpio y las partes internas del medidor no muestran

daños, el medidor no mostrará cambios en su precisión. Si la fricción mecánica tiene

un incremento significativo, este indicará que la característica de precisión del

medidor a bajo caudal se ha degradado.

En la prueba de tiempo de giro, el rotor es puesto en rotación y se toma el tiempo

desde que éste comienza a moverse hasta que el rotor se para. Esta prueba se

deberá realizar al menos tres (3) veces y promediar los tiempos tomados.

8.6.- Requerimientos para los Medidores Tipo Turbina

El cuerpo del medidor deberá poseer como mínimo una longitud entre las caras de

las bridas, igual a 3 D (3 diámetros), siendo D el diámetro de la conexión del mismo.

Las turbinas deberán contar con un acondicionador de flujo interno. Este será

probado y certificado conjuntamente con la turbina cuando se realicen las curvas de

calibración del medidor.

Se recomienda adoptar cabezales con doble salida de pulsos independientes, de alta

frecuencia, puesto que así se facilitan las verificaciones rápidas al poder colocar dos

computadores en paralelo. Se deberá mantener la salida de baja frecuencia aun en



el caso de que no se utilice, como un elemento alternativo por fallas o pérdida de la

señal de alta frecuencia.

Para este tipo de medidores, se recomienda la utilización de modelos que cuentan

con bombas o inyectores de aceite que garanticen la lubricación periódica de los

rozamientos, a través de las tareas de mantenimiento preventivo.

Los medidores deben calibrarse en laboratorio reconocido, en condiciones similares

a las de operación. El factor de calibración resultante, se aplicará en los cálculos de

manera de minimizar el error en el rango normal de trabajo.

Las turbinas requieren calibración en forma periódica para garantizar que el desgaste

natural no haya afectado su exactitud. Preferentemente se debe realizar una

calibración con gas en condiciones similares a las de funcionamiento después de

cada reparación o reemplazo de componentes. También se podrán instalar módulos

calibrados con aires y a la presión de trabajo. Como mínimo se recomienda que su

calibración se realice cada tres años aproximadamente.

8.7.- Inspección y Mantenimiento de los Medidores a Turbina

Inspección visual del cuerpo del medidor. Se deberá comprobar que no existan

ninguna clase de pérdida de líquido lubricante ni averías mecánicas.

Realizar la inspección visual del rotor, así como también la del cono enderezador de

vena del medidor.

Verificación del sistema de transmisión mecánica, verificación del acoplamiento

magnético.

Se deben realizar las siguientes pruebas de rotación en la Turbina:

Antes de lubricar el medidor se realizarán dos pruebas de rotación (spin test),

una con el contador mecánico instalado y la otra sin el contador. Para cada prueba

se tomarán tres lecturas y se promediarán.

Luego de lubricar el medidor se repetirán las pruebas anteriores. Si en esta

última prueba no se supera el tiempo mínimo de rotación teórico, el rotor, debe ser



reemplazado por un nuevo módulo o turbina completa. Esta prueba es a los fines

de verificación por mantenimiento y no reemplaza la calibración correspondiente.

9.- Verificación y Calibración durante la Operación de los Sistemas de Medición

Las partes deben fijar un cronograma de actividades con las calibraciones e

inspecciones inherentes a cada sistema. La frecuencia con que se realizarán estas

tareas se debe analizar en cada caso, siguiendo las recomendaciones del fabricante,

evaluando la experiencia previa o tomando en cuenta otros instrumentos que

permitan validar los datos obtenidos.

Aspectos mínimos a tener en cuenta para la frecuencia de verificación y calibración,

como por ejemplo:

Verificación de los parámetros usados en el cálculo por el computador de caudal

con cada recolección de datos del computador (15 – 30 días).

Transmisores de presión y temperatura (1 – 3 meses según la experiencia de

corrimiento que tenga el transmisor).

Cromatógrafo de línea (auto-calibración diaria o semanal según la experiencia del

corrimiento que tengo el cromatógrafo).

Para la placa de orificio, inspección visual (2 a 6 meses según las impurezas que

sean arrastradas por el gas).

La verificación la debe realizar un ente el cual se encuentre acreditado y

debidamente autorizado. La verificación la podrá realizar también una de las partes,

siguiendo los procedimientos y normas del AGA o ISO, de mutuo acuerdo entre las

partes y avalado por un ente oficial de validación. Una vez demostrada la correcta

operación y cálculos del sistema, los resultados de la verificación, deberán ser

avalados por este ente, el cual emitirá su respectivo certificado de validación.



10.- Calibración y verificación de los sistemas para la medición en transferencia de custodia

La Instrumentación para la medición fiscal y la transferencia de custodia deberá ser

seleccionada por su exactitud y estabilidad. No podrán utilizarse aquellos

instrumentos y equipos que demanden ajustes frecuentes. Las correctas mediciones

y cálculos que realice cualquier sistema de medición deben ser verificadas y

validados en los siguientes casos:

a.- Antes de su puesta en servicio.

b.- Se debe realizar en forma periódica, de acuerdo a la exigencias o rigurosidades

del servicio y de mutuo acuerdo entre las partes.

c.- Después de un mantenimiento mayor o modificación en los componentes del

sistema.

d.- Luego de haberse realizado un ajuste en la calibración en los medidores o en los

sensores.

e.- Cuando existe algún indicio, sospecha o evidencia de que la medición o el

cálculo no son apropiados.

La calibración de todo medidor usado para la transferencia de custodia deberá ser

realizada por un ente acreditado y congruente con los estándares nacionales e

internacionales.

La variable de campo usada para el cálculo fiscal deberá ser aprobada por un ente

competente y congruente con los estándares nacionales e internacionales para los

cálculos requeridos. Las dimensión geométrica usada para el cálculo fiscal deberá

ser medida y certificada por un ente y congruente con los estándares nacionales e

internacionales.

La frecuencia de calibración de los sistemas de medición de hidrocarburos gaseosos,

utilizados en los campos de producción objeto de transferencia de custodia deberán

ser fijados dependiendo de las condiciones de proceso a la que estará sometida y a

la tecnología empleada, sin que este período sea mayor a una vez por trimestres



aproximadamente. La calibración certificada debe ser realizada por entes

acreditados.

Cada nuevo elemento primario o secundario de medición de gas a instalarse, deberá

ser aprobado y certificado por una entidad acreditada. Cualquier sistema de medición

para transferencia de custodia que se encuentre o sospeche en estado defectuoso

deber ser excluido de inmediato. Una vez corregida la falla, deberá ser recalibrado y

sometido a recertificación.

11.- Mantenimiento y Calibración de los Transmisores Electrónicos

Los transmisores de última generación y la adopción de métodos de cálculo más

exactos, conducen a que la calibración de presión y temperatura se realice con

elementos patrones de mejor exactitud y trazabilidad reconocida y los métodos de

trabajo deban ser en forma acorde más cuidadosos.

Los patrones deben ser, como mínimo, dos veces más exactos que el transmisor a

calibrar. La guía usual de patrones 3 a 5 veces mejores que el instrumento a revisar,

debe reducirse porque implica patrones de una exactitud difícil de alcanzar a un

costo razonable y que no contribuyen generalmente a una mejora en la incertidumbre

total de la medición.

En el caso de no utilizarse una conexión digital entre los transmisores y el

computador de caudal, es necesario calibrar el lazo completo (incluyendo el

conversor de entrada del computador). En la práctica esto suele resultar difícil de

implementar, por lo tanto existe un método alternativo, consiste en determinar con

una fuente de corriente el error propio de la entrada del computador y proceder a

ajustar el transmisor de manera de compensar dicho error.

Cuando un puente de medición posee placas de orificio, los transmisores de presión

diferencial se deben calibrar con balanzas de pesos muertos diferenciales, de

manera de contemplar el efecto de la alta presión estática sobre el instrumento. En

campo esto suele ser difícil de implementar, un método alternativo es calibrar en

laboratorio la primera vez el transmisor con balanza diferencial y obtener una curva



de error aplicando o no la presión estática. En campo, en futuros controles se utiliza

un instrumento patrón convencional ajustando para compensar la curva de error

determinada en laboratorio. Se recomienda una cantidad mínima de 5 puntos de

calibración.

12.- Computadores Electrónicos de Caudal

Las instalaciones de gran volumen no deben estar equipadas con registradores

mecánicos de carta circular. Es mandatario el uso de computadores electrónicos que

cumplan con los requisitos mínimos que pide la Norma (API 21.1 y 21.2). El

computador de caudal realiza, utilizando algoritmos que cumplen con el AGA, los

cálculos del volumen estándar, volumen a 9300 Kcal, densidad, poder calorífico y

factor de supercompresibilidad. De forma horaria y diaria, totalizan o promedian, esto

depende de cada variable, las mediciones y resultados obtenidos, y los almacenan

en una memoria de solo lectura por 35 días.

El computador tendrá capacidad de almacenamiento suficiente para guardar los

registros históricos horarios, con la información completa del cálculo, correspondiente

a los últimos 35 días (840 horas de registros históricos de datos y calidad).

La información de los registros históricos mencionados será suficiente para generar

rastro de auditoria que permita reconstruir los cálculos si a posteriori se detecta un

error que amerite corrección. Las variables del rastro de auditoria serán promedios

horarios o diarios ponderados por caudal.

En el cálculo de los factores de compresibilidad el computador utilizará

preferentemente el método extendido del AGA 8.

El computador deberá tener capacidad de comunicación externa para transmitir la

información de auditoria en tiempo real a los sistemas de ambas partes, de manera

de no perder los registros en caso de falla. Existirán mecanismos de seguridad para

garantizar que las constantes que intervienen en el cálculo, como por ejemplo:

diámetro de placas, factores de calibración del medidor, presión, etc., no puedan



modificarse inadvertidamente. Estos parámetros preferentemente deberán incluirse

en el reporte histórico o en un reporte asociado.

La información de los instrumentos que generan las variables del cálculo (medidor,

cromatógrafo, transmisores de presión y temperatura) deberá llegar al computador

de la manera más directa y exacta posible. Cuando esta información este disponible

en formato digital y pueda ingresar al cálculo a través de un puerto de

comunicaciones del computador, deberá preferirse este método a una entrada

analógica o de pulsos, por la degradación que la señal pueda sufrir en su

transmisión. Si bien los computadores modernos cumplen holgadamente con la

velocidad de cálculo mínima establecida por la norma, deberá verificarse que otras

actividades del computador como transmisión de datos pro telesupervisión, control

de válvulas de caudal, etc. no afecten la velocidad de ejecución de manera de

superar los tiempos máximos.

Cuando existan dos ramales de medición, cada uno poseerá un computador de

caudal. Alternativamente se podrá seleccionar que la información de ambos

medidores se almacene en un computador, pero solamente cuando la velocidad de

funcionamiento y capacidad de almacenamiento lo permita.

Es común en instalaciones existentes con medidores que respondan al AGA 3

instalar un segundo computador de caudal en las tomas disponibles de los

portaplacas. Esta práctica es posible con las otras tecnologías. Es conveniente que

el computador de caudal de reserva posea alimentación eléctrica independiente,

como por ejemplo puede ser un panel solar, y que utilice sus propios transmisores de

presión y temperatura de manera de proporcionar mayor confiabilidad al sistema. En

el caso de no disponer de medición alternativa, es necesario que el computador de

caudal permita desde el teclado del operador seleccionar un valor manual de las

variables de presión y temperatura para permitir la calibración de los transmisores sin

necesidad de interrumpir la medición. Es común que el computador de caudal tenga

un modo de funcionamiento “en mantenimiento” que congela el último valor de estas

variables durante el tiempo que dura su verificación. Una alarma se transmitirá a Sala

de control que le advierte que una variable esta funcionando en manual o en modo

de mantenimiento.



Es conveniente que el computador de caudal posea una impresora asociada en

forma directa para la impresión de reportes diarios en forma automática al finalizar

las operaciones diarias, o forma manual a requerimiento de los operadores, de

manera de obtener una información de respaldo directa de los volúmenes

transferidos.



13.- Comparación de las diferentes Tecnologías para la Medición en Custodia de Gas

Elemento Primario

Placa Orificio

Medidor Ultrasónico

Medidor Tipo Turbina

Medidor Másico Tipo Coriolis

Reporte AGA 3 AGA 9 AGA 7 AGA 11

Exactitud del

Elemento

Raíz cuadrada

de la suma de

los cuadrados

0.1 % 0.2 % 0.35 %

Precisión del

Factor de

Temperatura

Raíz cuadrada

de la suma de

los cuadrados

0.01% 0.01 % No Aplica

Precisión del

Factor de

Presión

Raíz cuadrada

de la suma de

los cuadrados

0.1 % 0.1 % No Aplica

Incertidumbre en

el Factor de

Compresibilidad

Raíz cuadrada

de la suma de

los cuadrados

0.2 %

AGA 8 / Z factor

0.3 %

AGA 8 / Z factor

0.2 %

AGA 8 /

Densidad base

Incertidumbre del

Volumen Total

Base

0.67 % 0.55 % 0.55 % 0.6 %

Rangeability 1 : 3 1 : 100 1 : 20 1 :100

Tramos Rectos

Requiere. Según

AGA 3

Requiere. Según

AGA 9

Requiere. Según

AGA 7

No Requiere

Costo de

Instalación

Medio Bajo - Medio Medio Medio

Costo de

Mantenimiento

Bajo - Medio Bajo - Medio Medio - Alto Medio

Caída de Presión

en el Inst.

Elevada No hay pérdida

de carga

Considerable Considerable

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