mediçao de gas natural

7/21/2019 Mediao de Gas Natural

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Cap .6 MEDIO DE GS NATURAL FL. 1

6. MEDIO DE GS NATURAL

A medio de vazo e dos volumes de gs natural tambm regulamentada pela ANP atravs deseu Regulamento Tcnico de Medio de Petrleo e Gs Natural que tem demandado novasexigncias na rea de produo, injeo, queima e transferncia do gs, implicando num programade melhoria contnua em medio. Segundo o Regulamento, as medies de gs natural nospontos de medio da produo devem utilizar placas de orifcio, turbinas ou medidores do tipoultra-snico. Outros tipos de medidores podem ser utilizados se previamente autorizados pelaANP (p.ex.: tipo V-Cone ou Vortex, etc.).

Ainda conforme o Regulamento, no podem ser instalados contornos (bypass) nos sistemas demedio de gs. Sistemas com troca de placas de orifcio em fluxo sob presso (vlvula portadorade orifcio ou porta-placa ou senior orifice fitiing) no so considerados contornos.

Os medidores do tipo presso diferencial so os mais utilizados em aplicaes industriais,

representando cerca de 51% e entre eles esto: placa de orifcio, tubo Venturi, bocal de vazo,tubo lo-loss, tipo cotovelo, tubo de Pitot (ou Annubar) e V-cone.

O medidor tipo placa de orifcio se destaca por uma srie de caractersticas, tais como:simplicidade de confeco, possibilidade de medir grandes volumes, fcil adaptao ao controlede vazo em processos contnuos, facilidade de calibrao sem necessidade de outro medidor devazo como referncia, grande acervo de dados e coeficientes experimentais acumulados eregistrados. Existe uma srie de tipos de placas de orifcios que so utilizadas a depender do tipode fluido a ser medido, sendo que para gs natural, o mais adequado a placa concntrica circularde canto vivo (ou bordo reto).

Os medidores com placa de orifcio j so utilizados a mais de 80 anos e durante muito tempotiveram como principal nicho de aplicao os registradores de carta circular de campo (ver Figura5.1) onde trs penas registravam continuamente o comportamento da presso diferencial, pressoesttica e a temperatura.

Figura 5.1 Registro Tpico e Registrador de Carta Circular (Fonte: Barton)

Nas medies de gs natural com placas de orifcio devem ser atendidos os requisitos dasseguintes normas:


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NBR ISO 5167-1 Medio de Vazo de Fluidos por Meio de Instrumentos de Presso -- Parte1: Placas de Orifcio, Bocais e Tubos de Venturi Instalados em Seo Transversal Circular deCondutos Forados.

ISO/TR 5168 Measurement of Fluid Flow -- Evaluation of Uncertainties ISO/TR 9464 Guidelines for The Use of ISO 5167-1:1991

API MPMS Manual of Petroleum Measurement StandardsChapter 14.2, Compressibility Factors of Natural Gas and Other Related HydrocarbonGases (A.G.A. Report n 8)Chapter 14.3, Part 1, Concentric, Square-Edged Orifice Meters (A.G.A. Report n. 3)(GPA 8185-90)Chapter 14.3, Part 2, Specification and Installation Requirements, Reaffirmed May 1996(ANSI/API 2530)Chapter 14.3, Part 3, Natural Gas Applications.

sabido que as normas AGAe ISOdiferem em alguns pontos, principalmente nos comprimentosdos trechos retos a montante e a jusante do elemento primrio (a ISOrequer trechos mais longos).

A normaA.G.A. Report n. 3foi criada em 1924 e vem sendo constantemente revisada, sendo que,na reviso de 1990-92, foi desmembrada em 4 partes:

Part 1 General Equations and Uncertainty GuidelinesPart 2 Specification and Installation RequirementsPart 3 Natural Gas ApplicationsPart 4 Background, Development, and Implementation Procedure and Subroutine

Documentation for Empirical Flange-Tapped Discharge Coefficient Equation

A Parte 2, que trata dos requisitos de instalaes e acessrios, foi revisada em Abril 2000 de formaa se aproximar daISO, uma vez que h uma tendncia a se adotar essa ltima a nvel mundial. No

caso do atendimento s normas citadas no Regulamento da ANP, basta atender pelo menos umadas normas. A Parte 1 trata das equaes de vazo volumtrica e mssica, alm das consideraessobre incertezas de medio, bem como simbologia e terminologia. A Parte 3 trata das equaes emtodos computacionais com maior detalhamento.

Nas medies de gs com turbinas devem ser atendidos os requisitos da seguinte norma:

AGA American Gas AssociationMeasurement of Gas by Turbine Meters, A.G.A. Report n.. 7

Nas medies de gs com medidores ultra-snicos devem ser atendidos os requisitos da seguintenorma:

AGA American Gas AssociationMeasurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters, A.G.A. Report n. 9

Os sistemas de medio fiscal de gs devem ser projetados, calibrados e operados de forma que aincerteza de medio seja inferior a 1,5%. Os demais sistemas de medio devem ter umaincerteza de medio inferior a 3% (os sistemas para apropriao da produo devem ter umaincerteza de 2%).

Os sistemas de medio fiscal de gs natural devem incluir dispositivos para compensaoautomtica das variaes de presso esttica e de temperatura. A compensao deve incluir asvariaes do coeficiente de compressibilidade do gs decorrentes das variaes de presso e


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temperatura. As variaes na composio do gs, registradas durante as anlises peridicas,devem ser compensadas imediatamente aps cada nova anlise, para as medies subseqentes.

Pode-se inferir que o uso de computadores de vazo obrigatrio em casos de medio fiscal,ficando o uso de registradores de carta circular limitado aos casos existentes de mediooperacional ou de apropriao da produo com vazes mximas inferiores a 5.000 m3/d.

MEDIO DE GS NATURAL PELO AGA-3

A norma AGA-3 define as equaes de vazo mssica e volumtrica para uso nos procedimentosde medio de gs natural utilizando placas de orifcio do tipo concntrico com bordo reto e comtomadas do tipo flange-taps. A metodologia para tomadas do tipo pipe-taps descrita noapndice 3-D da mesma.

Um sistema tpico de medio de gs (ver Figura 5.2) formado por:

a) Placa de Orifciob) Dispositivo que abriga a placa (Flange de Orifcio ou Porta-Placa)c) Trechos retos a montante (com ou sem retificador de fluxo) e a jusanted) Transmissor de presso diferenciale) Transmissor de presso estticaf) Transmissor de temperatura

Figura 5.2 Esquema de Medio por Placa de Orifcio segundo a AGA-3

Na composio de um sistema de medio, o Elemento Primrio (sensor) a placa de orifcio(FE) que fica em contato direto com o processo, gerando uma presso diferencial proporcional

ao quadrado da vazo. A placa de orifcio gera uma perda de carga permanente no processo, instalada, geralmente, dentro do dispositivo porta-placa (Daniel ou de outro fabricante) ouentre flanges (flange de orifcio). Tambm so considerados como elemento primrio a tomada


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Figura 5.5 Tomadas de Presso tipo Flange-Taps no Flange de Orifcio

A razo entre o dimetro do orifcio e o dimetro interno da tubulao dado por:

D

d= [5.1]

A qualidade de uma medio funo da sua incerteza. Na medio de gs com placa de orifcio, recomendado trabalhar com um entre 0,3 a 0,62com o objetivo de reduzir a incerteza total demedio. Considerando que todo sistema de medio est em conformidade com asrecomendaes da norma, a incerteza total da medio ser a soma da incerteza das variveis quecompe a equao do clculo da vazo e da incerteza de instalao. A incerteza das variveis dada pela equao:

Ej= Q/Q = (Sj2 Ej

2)0,5 [5.2]

onde: Sj = coeficiente de sensibilidade (SCd, SY, SD, Sd, Shw, S)

Ej = incertezas parciais (ECd, EY, ED, Ed, Ehw, E)Cd = coeficiente de descargaY = coeficiente de expansoD = dimetro interno do trecho de mediod = dimetro do orifcio da placa

=massa especifica

A norma sugere que a incerteza de instalao influenciada pelas condies da instalao fsicada placa, entre outras, quais sejam:

a) Natureza emprica do coeficiente de descargab) Perfil de velocidade e turbulnciac) Variaes na rugosidade interna da tubulao, na excentricidade da placa e no ngulo retodo bordo

A Figura 5.6 (figura 1-6 da norma) mostra os valores da incerteza de instalao em funo de .


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Figura 5.6 Valores de para Incerteza de Instalao

A instalao da placa de orifcio pode ser feita entre flanges ou em dispositivo porta-placa, sendoa mesma perpendicular e alinhada tubulao, no devendo haver rebarbas de solda no interior dainstalao. A face biselada da placa, quando existir, deve ficar na posio a jusante ao escoamento.A placa deve ser mantida limpa e livre de acmulo de sujeiras, como parafina, leo, lquido livreou outro material estranho, pois pode causar um incremento de incerteza no coeficiente dedescarga (Cd). Para isso deve-se instituir um programa de inspeo peridica.

Os itens que compem sua especificao, so:

- Material- Rugosidade- Planicidade- Dimetro do orifcio e tolerncia- Espessura da placa- Espessura do orifcio- Bisel- Excentricidade

A norma especifica os limites de tolerncias para as especificaes da placa de orifcio aps o uso

prolongado, tais como rugosidade das duas faces da mesma, mxima deformao no sentido dofluxo, arredondamento do orifcio, excentricidade, desgaste do bordo reto, eroso, corroso,limpeza, incrustao de slidos, etc.

Qualquer distoro no perfil mdio de fluxo (em termos de tempo) ou aumento significativo napulsao do fluxo ir produzir erros na medio. O melhor meio de eliminar erros sistemticosdevido pulsao eliminar as fontes desta.

Os trechos retos a montante e a jusante (meter tubes) devem ser dimensionados de forma que ofluido apresente um perfil de fluxo plenamente desenvolvido na entrada do orifcio, livre deredemoinhos ou vrtices. Qualquer distoro no perfil de fluxo acarretar em erros de medio. A

norma apresenta valores recomendados para os trechos de acordo com a disposio da tubulao epresena de vlvulas ou redues (ver Tabela 5.10). A Figura 5.7 apresenta a configurao tpica


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de um sistema com trechos retos flangeados ou soldados e com cotovelos de tubulao a montantedo mesmo.

Figura 5.7 Exemplo de Trechos Retos Recomendadospara o Caso de Entrada Flangeada ou Soldada (Figura 2-6 da norma AGA-3)

A Tabela 5.1 (tabela 2-7 da norma) apresenta os comprimentos mnimos dos trechos retos semcondicionadores de fluxo, e pode ser notado que os comprimentos variam com o fator (verequao [5.1]), sendo que longos trechos retos so requeridos para altos valores de . Quando odimetro do orifcio requerer mudanas de forma a atender a diferentes condies de fluxo(aumento de range), o comprimento recomendado dever ser aquele que atenda ao maior fator .

Em casos de novas instalaes, o critrio de projeto dever ser o equivalente a fatores iguais a0.75. Sempre que possvel, valores maiores que os mostrados na Tabela 5.1 so desejveis.

Os itens que compem a especificao dos trechos retos so:

- Material- Rugosidade- Dimetro interno do trechos retos e tolerncia- Comprimento dos trechos retos

As Tabelas 5.2 e 5.3 (tabelas 2-8a e 2-8b da norma) apresentam os valores recomendados de

posicionamento dos condicionadores de fluxo do tipo 1998 Uniform Concentric 19-Tube BundleFlow Straightener (ver Figura 5.8) para os casos de trechos retos a montante de 17Di UL 29Die para UL 29Di. Pode ser notado que h uma sensvel reduo nos valores para cerca de 5-13Di. A norma no recomenda trechos retos a montante menores que 17Di.Atesta ainda que, parainstalaes e/ou condicionadores de fluxo no explicitados na norma (atravs das tabelas 2-7 e 2-8), os dispositivos devero ser testados em condies in-situou por um laboratrio acreditado.

Segundo a norma, os condicionadores de fluxo so classificados em duas categorias: retificadores(straighteners) ou isoladores de fluxo. Os retificadores so aqueles que removem ou reduzem oefeito de redemoinho, mas tm limitaes se o objetivo replicar as condies de fluxo que foramutilizadas quando da obteno dos coeficientes de descarga adotados na norma. J os do tipo

isolador de fluxo so os que efetivamente replicam as condies mencionadas.


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O retificador de fluxo da Figura 5.8 o recomendado para no se obter erros adicionais (noadditional uncertainty) e descrito como composto de um feixe de tubos cilndricos comdimetro externo mnimo de 0.95Die comprimento (LTB) de 3D para tubos de 2; 2.5D para tubosentre 2 e 4; e 2D para tubos maiores que 4. A espessura dos tubos do feixe deve ser menor ouigual a 2.5% do dimetro interno maior (Di). Os tubos devem ser paralelos, com chanfro de 45

oemambos lados maior que 50% da espessura do tubo, soldados entre eles, montados axialmente notubo principal, e fixados por meio de flanges ou com pinos de montagem de forma a evitarvibrao ou deslocamento do mesmo em direo placa de orifcio.

Figura 5.8 Condicionador de Fluxo Tipo 1998 Uniform Concentric 19-Tube Bundle Flow Straightener

A norma AGA-3 Parte 2 revisada em Abril de 2000, estabeleceu o retificador de fluxo da Figura5.8 com o nico cujos resultados de testes levaram s tabelas de trechos retos recomendados.Outros tipos de condicionadores ou retificadores podem ser empregados desde que sejamsubmetidos aos testes descritos nos anexos 2-C e 2-D da norma. Os resultados de tais testes, quenormalmente sero fornecidos pelos fabricantes de sistemas de medio, devero prover asdistncias necessrias para os trechos retos a montante da placa de orifcio. A Figura 5.9 apresenta

um exemplo de um condicionador de fluxo da Daniel.

Figura 5.9 Condicionador de Fluxo da Daniel (Profiler)

O poo para o sensor de temperatura deve ser instalado a jusante da placa de orifcio na distnciade DL recomendada nas tabelas e no mais distante do que 4DL. Caso seja utilizado umcondicionador de fluxo, o sensor de temperatura pode ser instalado no menos que 36 polegadas(92 cm) do ponto a montante da entrada do condicionador de fluxo. Cuidado especial dever sertomado quanto possvel influncia da temperatura ambiente no poo do sensor de temperatura.

Em casos onde h extrema diferena entre a temperatura ambiente e a temperatura do fluido, ostrechos retos devem ser isolados termicamente. O mesmo vlido para os casos onde os fluidos


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medidos estiverem perto do ponto crtico, onde pequenas variaes na temperatura resultam emgrandes variaes de densidade.

A rugosidade dos tubos dos trechos retos tambm um item fundamental quando a incerteza dosistema de medio pode vir a ser questionada, como o caso dos sistemas de medio do tipofiscal e de transferncia de custdia. A rugosidade da superfcie interna do tubo definida nanorma como a mdia aritmtica de quatro ou mais medidas realizadas por um instrumentoeletrnico com uma resoluo no menor que 0.03 polegadas (0,76 mm).

Para trechos retos com dimetro nominal igual ou menor que 12 polegadas:

a) A mxima rugosidade no dever exceder 300 micropolegadas da rugosidade mdia, caso ofator seja igual ou menor que 0.6;

b) A mxima rugosidade no dever exceder 250 micropolegadas da rugosidade mdia, caso ofator seja igual ou maior que 0.6;

c) A mnima rugosidade no dever ser menor que 34 micropolegadas para todos valores de .

Para trechos retos com dimetro nominal maior que 12 polegadas:

a) A mxima rugosidade no dever exceder 600 micropolegadas da rugosidade mdia, caso ofator seja igual ou menor que 0.6;

b) A mxima rugosidade no dever exceder 500 micropolegadas da rugosidade mdia, caso ofator seja igual ou maior que 0.6;

c) A mnima rugosidade no dever ser menor que 34 micropolegadas para todos valores de .

Em todos casos a rugosidade dos trechos a montante dos trechos recomendados no dever sermaior que 600 micropolegadas.

Para a construo dos trechos retos, a AGA-3 recomenda que tubos comerciais com paredesinternas lisas devam ser selecionados. De forma a melhorar a rugosidade interna, as paredesdevero ser usinadas, polidas ou revestidas de forma a atender s especificaes acima.Irregularidades tais como ranhuras, sulcos, protuberncias, ou falhas resultantes de junes,soldas, alinhamento, etc. que possam afetar o dimetro interno mais do que as tolernciasapresentadas no item 2.5.1.3 da norma, no devero ser permitidas. Por exemplo, no trecho reto amontante da placa de orifcio, a diferena absoluta entre o dimetro interno medido ( Dm ) equalquer medida deste dentro da distncia de um dimetro ( Dm ), no dever exceder 0.25% do

Dm.


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Cap. 6 MEDIO DE GS NATURAL FL. 11

Cotovelo 90 o Simplescom

R/Di= 1.5

Dois Cotovelos 90 oforado mesmo planocom S2DieR/Di= 1.5

T 90 osimplesutilizado como cotovelomas no como umelemento diferencial

Vlvulas abertas em 50% pelo menos

Fluxo em alto redemoincombinado com t 90 osimples

(d

/D

i) UL2 UL2 UL2 UL2 UL2 0.10 5 14.5 5 14.5 5 14.5 5 11 5 13

0.20 5 14.5 5 14.5 5 14.5 5 11 5 13

0.30 5 14.5 5 14.5 5 14.5 5 11 5 13

0.40 5 14.5 5 14.5 5 14.5 5 11 5 13

0.50 11.5 14.5 9.5 14.5 11 13 (b) 11 13

0.60 12 13 13.5 14.5 (a) No Permitido (a)0.67 13 13 14.5 No Permitido No Permitido No Permitido0.75 14 No Permitido No Permitido No Permitido No Permitido

Comprimento

recomendado para

range mximo de

130.67

13.5 14.50.67

130.54

9.50.47

130.54

Tabela 5.2 Requisitos de Instalao de Placas de Orifcio com Retificador de Fluxo do Tipo 1998Flow Straightener para os Casos de Trechos Retos a Montante de 17Di

(a) 13Di permitido para valores at = 0.54(b) 9.5Di permitido para valores at = 0.47(c)9.5Di permitido para valores at = 0.46S = Distncia entre os cotovelos, medida como definido na Tabela 5.1 (Tabela 2-7 da norma).UL1 = UL UL2 (ver Figura 5.7 desta apostila ou Figura 2-6 da norma).

Nota 1: Os comprimentos mostrados na coluna UL2 so as dimenses mostradas na Figura 5.7 desta apostila (ou Figudimetros internos (Di) entre a face a jusante do retificador de fluxo tipo 1998 Uniform Concentric 19-Tube Bundle Floworifcio.

Nota 2: A tolerncia para os comprimentos especificados de UL, UL2 e DL 0.25Di.Nota 3:No Permitidoquer dizer que no possvel definir uma posio aceitvel para o retificador de fluxo instalado a jUL.


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Cotovelo 90 o Simplescom

R/Di= 1.5

Dois Cotovelos 90 oforado mesmo planocom S2DieR/Di= 1.5

T 90 osimplesutilizado como cotovelomas no como umelemento diferencial

Vlvulas abertas em 50% pelo menos

Fluxo em alto redemoincombinado com t 90 osimples

(d

/D

i) UL2 UL2 UL2 UL2 UL2 0.10 5 25 5 25 5 25 5 13 5 23

0.20 5 25 5 25 5 25 5 13 5 23

0.30 5 25 5 25 5 25 5 13 5 23

0.40 5 25 5 25 5 25 5 13 5 23

0.50 11.5 25 9 25 9 23 7.5 15 9 19.5

0.60 12 25 9 25 11 16 10 17 11 16

0.67 13 16.5 10 16 11 13 10 13 11 13

0.75 14 16.5 12 12.5 12 14 11 12.5 14Comprimento

recomendado pararange mximo de

130.75

12 12.50.75

12 130.75

11 12.50.75

130.75

Tabela 5.3 Requisitos de Instalao de Placas de Orifcio com Retificador de Fluxo do Tipo 1998Flow Straightener para os Casos de Trechos Retos a Montante de UL

S = Distncia entre os cotovelos, medida como definido na Tabela 5.1 (Tabela 2-7 da norma).UL1 = UL UL2 (ver Figura 5.7 desta apostila ou Figura 2-6 da norma).

Nota 1: Os comprimentos mostrados na coluna UL2 so as dimenses mostradas na Figura 5.7 desta apostila (ou Figunorma).Nota 2: A tolerncia para os comprimentos especificados de UL, UL2 e DL 0.25Di.

Nota 3:No Permitidoquer dizer que no possvel definir uma posio aceitvel para o retificador de fluxo instalado a jUL.


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EQUAES PARA O CLCULO DAS VAZES

A verso atual da norma AGA-3 baseada no clculo do coeficiente de descarga (Cd), definidocomo a relao entre a vazo real (com o medidor) e a vazo terica (sem o medidor).Numericamente, o coeficiente de descarga funo de vrios parmetros, inclusive o nmero deReynolds, que funo da vazo.

O modelo matemtico utilizado para se calcular a vazo volumtrica de gs natural por meio deum sistema de medio por placa de orifcio :

odo

pdCQ

=

2

1

1

4

4

2

[5.3]

onde:Qo : vazo volumtrica de gs nas condies de operao [m/s]Cd : coeficiente de descarga da placa de orifciod : dimetro do orifcio da placa, calculado temperatura de operao (To) [m] : fator de expanso do gs : relao entre os dimetros do orifcio e do tubo de medio (= d/D)D : dimetro interno do tubo, calculado temperatura de operao (To) [K]p : presso diferencial medida entre as tomadas de presso de montante e de jusante [Pa]o : massa especfica do gs nas condies de operao (Po, To) [kg/m]

A massa especfica (densidade) do gs natural nas condies de operao (o) pode sercalculada por meio da seguinte relao:

oo

oo TZ

MMP

= [5.4]

onde:

Po : presso absoluta do gs na condio de operao [Pa]MM : massa molar do gs [kg/kmol]Zo : fator de compressibilidade do gs nas condies de operao : constante universal dos gases (8 314,41 0,26 J/kmolK)To : temperatura absoluta do gs na condio de operao [K]

A vazo volumtrica de gs nas condies base de presso e temperatura de referncia pode serdeterminada por meio da seguinte frmula:

=

o

b

o

b

b

oob Z

Z

T

T

P

PQQ [5.5]

onde:Qb : vazo volumtrica de gs nas condies de referncia [m/s]Pb : presso absoluta do gs na condio de referncia de 0,101325 MPa [Pa]

Tb : temperatura absoluta do gs na condio de referncia de 20C [K]Zb : fator de compressibilidade do gs nas condies de referncia


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O documento API MPMS 14.2 (AGA-8) define o clculo da compressibilidade Z em funo dapresso e da temperatura do gs nas condies de medio. Este clculo iterativo e h doismtodos de clculo:

a) Mtodo simplificado (gross): considera apenas como diluentes no gs, o CO2e N2; tem usolimitado;

b) Mtodo detalhado (detailed): necessita que a composio do gs seja fornecidacompletamente em % de moles; tem uma grande abrangncia de utilizao.

O valor do Zb calculado pelo computador de vazo com base na composio do gs naturalconfigurada para o sistema de medio. A composio do gs natural deveria ser monitoradacontinuamente no sistema de medio por meio de um cromatgrafo em linha interligado aocomputador de vazo. Porm, existem estaes que no dispem de cromatgrafos, sendo que,nesses casos, a composio do gs atualizada manualmente na configurao do computador devazo aps cada cromatografia.

Segundo a AGA-3, o valor de presso diferencial no orifcio dado em polegadas de gua a 60

o

F:

FOHPPh ow 60@")( 221 = [5.6]

As equaes de vazo mssica e volumtrica so apresentadas no sistema ingls de unidades(polegada-libra / inch-pound), portanto, para ter sua aplicao no sistema internacional (SI),fatores de converso devero ser utilizados.

A norma estabelece as equaes nas condies de vazo standardou base. No h equaes paracondies reais (flowing) embora alguns parmetros sejam definidos dessa forma. A norma defineque as condiesstandardebaseso as mesmas, porm podem ser diferentes, a cargo do usurio.

A condiostandardou padro definida como:

Ps Presso Esttica Absoluta de 14.73 lbf/in2 abs.

Ts Temperatura Absoluta de 519.67oR (60 oF)

Z Compressibilidade para uma dada densidade relativa G(specific gravity)

A condiobase(tal como nos Estados Unidos) definida como:

Ps Presso Esttica Absoluta de 14.73 lbf/in

2

abs. (101.560 kPa)Ts Temperatura Absoluta de 519.67oR (60 oF) (15.56 oC)

Z Compressibilidade de 0.999590 que a do ar (Zbair = Zsair)

Segundo a ISO (International Standards Organization), a condiobase definida como:

Ps Presso Esttica Absoluta de 14.696 lbf/in2 abs. (101.325 kPa)

Ts Temperatura Absoluta de 59oF (15.00 oC)

Segundo a AGA-3, a equao fundamental de vazo mssica ( qm ) num medidor tipo placa deorifcio dada por:

( ) PgdYECq ptcvdm = ,2 24/ [5.7]


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onde:Cd Coeficiente de Descarga da Placa de OrifcioEv Fator de Velocidade de AproximaoY Fator de Expansod Dimetro do Orifciogc Constante Dimensional de Converso Densidade nas condies de operao

Segundo a AGA-3, a vazo volumtrica de gs natural, em ps cbicos por hora nas condiesbase dada por:

b

wptvdb

hdYEFTCQ

1,

21)(072.359

= [5.8]

onde:Cd(FT) Coeficiente de Descarga da Placa de Orifcio c/ Flange TapsEv Fator de Velocidade de AproximaoY1 Fator de Expanso (presso a montante)d Dimetro do Orifcio Densidade

O coeficiente de descarga da placa de orifcio do tipo concntrico com bordo reto e com tomadasdo tipo flange-taps Cd(FT)foi determinado experimentalmente (por Reader-Harris e Gallagher) e funo do , do dimetro do tubo e do nmero de Reynolds.

O fator de velocidade de aproximao Ev uma expresso matemtica que relaciona a velocidadedo fluido na seo a montante do orifcio com a velocidade no prprio orifcio.

O fator de expanso Y1 funo do , da razo entre a presso diferencial e a presso esttica natomada a montante, e o expoente isentrpico k.

A equao acima pode ser modificada considerando a densidade relativa real ( Gr) do gs como sesegue:

ffr

wbbf

b

b

vdb TZG

hZZP

P

T

dYEFTCQair

1

12

1)(573.218= [5.9]

J que na norma as condiesstandarde baseso assumidas como as mesmas mas, dependendodo usurio, podero ser diferentes, as vazes volumtricas calculadas nas condies standarddevem ser convertidas para as condiesbaseatravs da seguinte relao:

=

s

b

s

b

b

svb Z

Z

T

T

P

PQQ [5.10]

onde os subscritos v e s correspondem astandard e b abase.


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QUALIDADE DA MEDIO

A qualidade da medio est associada com a incerteza total do valor medido e com os errossistemticos do sistema. Quanto menor os seus valores, melhor ser a qualidade da medio. Essasvariveis esto relacionadas com:

- o grau de conformidade das instalaes com a norma;- a qualidade dos instrumentos utilizados para quantificar os valores das variveis da medio;- a qualidade do programa de calibrao e manuteno utilizado;- a rotina de atualizao das variveis (dg, Tf, Pf), caso em que no so obtidas de formainstantnea no clculo do volume.

Devido prpria natureza fsica das medidas, impossvel fazer uma medio de uma grandezafsica sem erros. O que se procura manter na medio uma incerteza dentro de limites tolerveise estimar seu valor de forma confivel.

A equao que estima a incerteza de um ponto de medio obtida pelo resultado da derivadaparcial da equao de vazo considerando os termos independentes, podendo ser expressa daseguinte forma:

Ej= Q/Q = (Sj2 Ej

2)0,5

onde:Sj = coeficiente de sensibilidade (SCd, SY, SD, Sd, Shw, S)Ej = incertezas parciais (ECd, EY, ED, Ed, Ehw, E)

A Figura 5.10 A & B apresenta os grficos do comportamento da incerteza total de medio de

gs em funo de algumas variveis, considerando todas as especificaes dentro da norma:

Figura 5.10 A & B Comportamento da Incerteza Total em Funo de Variveis

importante se ter em mente que, para uma medio sem erro sistemtico, a mdia das leituras de

uma grandeza fsica, tipo vazo, num intervalo de tempo em que a mesma constante, tende a sero valor verdadeiro. Quanto menor o intervalo de tempo de leitura do instrumento, quanto menor aincerteza do instrumento e quanto maior o tempo em que a grandeza se mantm constante, maior

Dn = 4 pol

0,000

0,500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

0,

10

0,

20

0,

30

0,

40

0,

50

0,

60

0,

70

0,

75

beta

Et(%)

Dn = 10 pol

0,000

0,500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

0,

10

0,

20

0,

30

0,

40

0,

50

0,

60

0,

70

0,

75

beta

Et(%)

hw = 5 a 15 pol ca [12,4 a 37,2 Pa]

hw = 20 a 25 pol ca [49,6 a 62 Pa]

hw = 30 a 200 pol ca [74,4 a 496 Pa]


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ser o grau de aproximao da mdia dos valores lidos com o valor verdadeiro. A Tabela 5.4 A &B mostra dois exemplos de medies onde possvel se observar as diferenas destas com ospadres de referncia.

Tabela 5.4 A & B Exemplos de Comparao de Medies

Os Exemplos 1 e 2 mostram o que foi dito anteriormente, pois comparando cada um em particular,observa-se que, quanto menor a incerteza, menor o afastamento da mdia com o valor padro.Comparando os dois exemplos, observa-se que, quanto maior o nmero de pontos lidos, menor oafastamento da mdia com o valor padro. O afastamento da mdia dos valores medidos com ovalor padro, mostrado nestes exemplos, na prtica traduz uma diferena de medio entremedidores. Isso gera aleatoriamente uma tendncia na diferena acumulada nos valores medidos,como mostrado no grfico da Figura 5.11, com os medidores em srie.

Diferena de medio acumulada

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

1 815

22

29

36

43

50

57

64

71

78

85

92

99

(B & A ) (A & Real) (B & Real)

Figura 5.11 Diferena de Medio Acumulada entre Dois Medidores

A = medidor de entrada; B = medidor de sada; Real = medidor padro

Exemplo 1

Medidor Incerteza Pontos lidos Mdia Valor Padro Diferena

A 10% 100 502,142 500 0,43%

A 10% 100 497,245 500 -0,55%

A 10% 100 502,550 500 0,51%

A 10% 100 496,627 500 -0,67%

B 1% 100 499,766 500 -0,05%

B 1% 100 499,963 500 -0,01%

B 1% 100 500,359 500 0,07%

B 1% 100 500,409 500 0,08%

Exemplo 2

Medidor Incerteza Pontos lidos Mdia Valor Padro Diferena

A 10% 10 513,145 500 2,63%A 10% 10 497,712 500 -0,46%

A 10% 10 509,831 500 1,97%

A 10% 10 494,785 500 -1,04%

B 1% 10 500,998 500 0,20%

B 1% 10 501,058 500 0,21%

B 1% 10 498,880 500 -0,22%

B 1% 10 498,575 500 -0,28%


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PROGRAMAS UTILITRIOS

Para dimensionar um sistema de medio novo ou avaliar a situao de um j existente, necessrio utilizar programas de computador especficos. Neste curso foram desenvolvidos doisprogramas para essas finalidades (autores: Edvaldo A. Carrascosa e Josaphat D. da Mata):

- Programa MEDGS Este programa foi desenvolvido em planilha Excel com o objetivo depermitir realizar clculos de vazo, gerar tabelas instantneas de vazo e de planmetro, edimensionar a placa de orifcio pelo critrio de incerteza mnima; este programa muito til emaplicaes operacionais e em projetos;

- Programa INCERTGS Este programa foi desenvolvido em planilha Excel com oobjetivo de calcular a incerteza total numa instalao de medio com placa de orifcio; tambmfaz o diagnstico completo da instalao, identificando os pontos fora da norma; este programa muito til em aplicaes operacionais e em projetos.

OUTROS TIPOS DE MEDIDORES DE GS

MEDIDOR DO TIPO TURBINA

Os medidores do tipo turbina para gs possuem caractersticas similares aos dos medidores paralquidos, embora alguns materiais possam variar (alguns medidores de gs possuem ps emplstico) e o seu projeto especfico para uso com gs. Alguns modelos dispem de dois rotores(com ngulos de ps diferentes) de forma a aumentar a rangeabilidade e dispor de verificao emlinha (check meter) (ver Figura 6.11).

Figura 6.11 Exemplos de medidores do tipo turbina para gs

As normas AGA-7 e ISO 9951 prevem o uso de trechos retos a montante e a jusante dosmedidores. H limitaes de sobrevelocidade, impurezas, rangeabilidade em torno de 10:1, entreoutras.


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Figura 6.12 Arranjos de instalao dos medidores tipo Turbina conforme AGA-7

Os medidores operam com sada em pulsos, da a vazo bruta Qf obtida pela frmula bsicapara medidores deste tipo [(nmero de pulsos gerados pelo medidor/fator K) x Fator do Medidor],seguindo-se da frmula abaixo:

=

f

b

b

f

f

bfb

Z

Z

P

P

T

TQQ ... [6.11]

onde:Qf Vazo nas condies de escoamento sem correesTb Temperatura nas condies de refernciaTf Temperatura nas condies de escoamentoPf Presso nas condies escoamentoPb Presso nas condies de referncia

Zb Compressibilidade nas condies de refernciaZf Compressibilidade nas condies de escoamento


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A compressibilidade determinada pelo mesmo mtodo utilizado nos sistemas de placa deorifcio, ou seja, pela AGA-8 (AGA Report No. 8 Compressibility Factor of Natural Gas and

Related Hydrocarbon Gases). As seguintes normas tratam do assunto:

AGA Report n.. 7 Measurement of Natural Gas by Turbine MetersISO 9951 Measurementof gas flow in closed conduits - Turbine metersBS 4161 Gas meters. Specification for rotary displacement and turbine meters for gas pressuresup to 100 barBSI BS EN 12261 Gas meters Turbine gas meters

MEDIDOR DO TIPO ULTRA-SNICO

Os medidores do tipo ultra-snico para gs possuem caractersticas similares aos dos medidorespara lquidos, com diferenas na potncia emitida pelos transdutores, necessidade de pressomnima de operao (em torno de 5 bar) para alguns modelos e o seu projeto especfico para uso

com gs.

Figura 6.13 Exemplos de medidores do tipo ultra-snico

As seguintes normas tratam do assunto:

AGA Report No. 9, Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic MetersISO-17089Measurement of fluid flow in closed conduits - Ultrasonic meters for gas -- Part 1:

Meters for custody transfer and allocation measurement; Part 2: Meters for industrialapplicationsAGA Report No. 10, Speed of Sound in Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases

As normas AGA-9 e ISO 17089 prevem o uso de trechos retos a montante e a jusante dosmedidores (ver Figura 6.14).


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Figura 6.14 Arranjos de instalaes recomendadas pela AGA-9

A ISO-17089 Parte 1 no se aplica nominalmente aos medidores do tipo clamp-on, aplicaesdomsticas e de processo (tais aplicaes so trabalhadas na Parte 2). Recomenda o uso intensivodos recursos de diagnstico disponveis neste tipo de medidor (velocidade do som em cada feixe,vazo em cada feixe, nveis de rudo, etc.). A abrangncia para todo tipo de gs. A AGA-9 aplicada a medidores do tipo multi-feixes (pelo menos dois feixes) e unicamente para gs natural.

Quanto ao aspecto de incerteza de medio, segundo a norma ISO:

Tabela 6.5 Incerteza de medio de vazo de gases (ISO)

As equaes de clculo so as mesmas da AGA-7 (medidores do tipo turbina).

As Tabelas 6.6 e 6.7 apresentam os requisitos de desempenho para os medidores ultra-snicos degs segundo as normas AGA-9 e ISO-17089. A Tabela 6.8 apresenta as caractersticas dosmedidores ultra-snicos aprovadas pelo INMETRO.

Vlvulas reguladoras produzem rudos audveis e na faixa do ultra-som. Como os medidores ultra-snicos operam na faixa de 100 a 200 kHz, pode haver uma faixa de superposio de freqncias eo medidor interpretar errado o tempo de trnsito, provocando um aumento da incerteza demedio, ou mesmo provocando sua falha. Assim, em termos de rudo, recomendado que:


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Os medidores ultra-snicos devem ser colocados antes da vlvula de controle e de qualqueroutro equipamento de processo; A imunidade dos medidores ultra-snicos pode ser melhorada por:

o Aumentando a freqncia do transdutor do medidor;o Aumentando a potncia do transdutor do medidor;o Usando tcnica de processamento do sinal para sua deteco, como mdia,correlao, codificao;

T cegos e curvas fora de plano so os mais efetivos componentes de tubulao paraatenuao do rudo; Trechos retos no so bons para atenuao do rudo. Abaixando o diferencial de presso atravs da vlvula contribui para reduzir o rudo geradoem todas as freqncias.

Tabela 6.6 Requisitos de desempenho para medidores com dimetro menor do que 12

GRANDEZA Unidade AGA 9 ISO 17089CLASSE 1 CLASSE 2QQt QQt QQt

Repetitividade % 0,4 0,2 0,4 0,2 0,5 0,25Reprodutibilidade % 0,6 0,3 1,2 0,6Resoluo m/s 0,001 0,001 0,001 0,001 0,002 0,002Taxa de Amostragem s 1 1Leitura comZero Flow m/s 0,006 0,006 0,012 0,012 0,024 0,024Desvio SOS % 0,2 0,2 0,1 0,1 0,1 0,1Mximo SOS spread m/s 0,5 0,5Mximo Erro Permitido % 1,4 1,0 1,4 1,0 2,0 1,5Mximo Erro Pico/Pico % 1,4 1,0 < 1 < 1 < 1,4 < 1,4Velocidade para Qt m/s 3 3 3 3

OBS: SOS Velocidade do somSOS spread espalhamento entre trajetrias da velocidade do somZERO FLOW Escoamento parado

Tabela 6.7 Requisitos de desempenho para medidores com dimetro maior do que 12GRANDEZA Unidade AGA 9 ISO 17089

CLASSE 1 CLASSE 2QQt QQt QQt

Repetitividade % 0,4 0,2 0,4 0,2 0,5 0,25

Reprodutibilidade % 0,6 0,3 1,2 0,6Resoluo m/s 0,001 0,001 0,001 0,001 0,002 0,002Taxa de Amostragem s 1 1Leitura comZero Flow m/s 0,006 0,006 0,006 0,006 0,012 0,012Desvio SOS % 0,2 0,2 0,1 0,1 0,1 0,1Mximo SOS spread m/s 0,5 0,5Mximo Erro Permitido % 1,4 0,7 1,4 0,7 2,0 1,0Mximo Erro Pico/Pico % 1,4 0,7 < 0,7 < 1Velocidade para Qt m/s 1,5 1,5 1,5 1,5

OBS: SOS Velocidade do somSOS spread espalhamento entre trajetrias da velocidade do somZERO FLOW Escoamento parado


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Tabela 6.8 Caractersticas dos medidores ultra-snicos aprovadas pelo INMETROSick Maihak Daniel GE Sensing

Portaria 095 233 278Data 23/06/2005 20/12/2005 27/12/2006Modelo Flowsic 600 3400 SentinelTrajetrias 4 4 2Temp. Min. -30C -20C -30CTemp. Max. 250C 100C 80CPresso Max. 45 MPa 30 MPa 15 MPaErro mximo Verificao Inicial Qmin< Q < Qt + 2 % 2 % + 2 %Erro mximo Verificao Inicial Qt < Q < Qmax + 1 % 1 % + 1 %Erro mximo Servio Qmin< Q < Qt + 3 % 2 % + 2 %Erro mximo Servio Qt < Q < Qmax + 1,5 % 1,2 % + 1 %Periodicidade Verificao 1 ano 1 ano 1 anoTrecho reto s / Placa Perfurada Montante 10 D 20 DTrecho reto s / Placa Perfurada Jusante 3 D 5 DTrecho reto c / Placa Perfurada Montante 5 D 10 D 10 DTrecho reto c / Placa Perfurada Jusante 3 D 5 D 5 D

Trecho reto Temperatura jusante 1,5 D 2 D 3 DVelocidade Max 36 m/s

MEDIDOR DO TIPO CORIOLIS

Os medidores do tipo Coriolis para gs possuem caractersticas similares aos dos medidores paralquidos, com diferenas no desenho e nos materiais aplicados e o seu projeto especfico para uso

com gs. As seguintes normas tratam do assunto:

API MPMS Chapter 14.9 (AGA Report No. 11) Measurement of Natural Gas by Coriolis MeterISO 10790 Measurement of fluid flow in closed conduits -- Guidance to the selection,installation and use of Coriolis meters (mass flow, density and volume flow measurements)

MEDIDOR DO TIPO TERMAL

Os medidores do tipo termal (Thermal flowmeters) usam as propriedades termais do fluido paramedir a vazo de um fluido escoando num duto. Normalmente dotado de um sensor detemperatura do tipo resistncia eltrica e de uma sonda trmica do tipo bulbo aquecido econtrolado. Com o fluido escoando, parte do calor emitido pela sonda trmica dissipado peloprprio fluido de modo proporcional sua vazo. O sensor de temperatura mede a perda de calorno sistema.


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Figura 6.15 Medidor de vazo do tipo termal

MEDIDOR DO TIPO DESLOCAMENTO POSITIVO

Os medidores do tipo deslocamento positivo (PD meters) para gs possuem caractersticas

similares aos dos medidores para lquidos, com diferenas no desenho e nos materiais aplicados eo seu projeto especfico para uso com gs. Alguns modelos requerem lubrificao especial. Somais adequados a baixas e mdias vazes. Podem ser do tipo diafragma (Diaphragm/bellowsmeters)ou do tipo rotativo (rotary meters).

Os medidores do tipo rotativo possuem um ou mais rotores que so usados para aprisionar ofluido. Com a rotao dos rotores, uma quantidade determinada do fluido medida. A vazo proporcional velocidade rotacional dos rotores. A norma BS EN 12480 Gas meters. Rotarydisplacement gas meterstrata do assunto.

Figura 6.15 Medidor do tipo deslocamento positivo para gs


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MEDIDOR DO TIPO DIAFRAGMA (Diaphragm/bellows meters)

So medidores de gs muito encontrados em instalaes residenciais e em instalaes industriascom baixas vazes. Fazendo parte da famlia dos medidores do tipo deslocamento positivo, seuprincpio de funcionamento consiste em um sistema de canais comunicantes entre quatro cmarasvolumtricas que, enquanto se enchem, movimentam os diafragmas que coordenam a carga edescarga do gs. Uma placa de distribuio aciona a vlvula rotativa que movimenta o sistema deintegrao. Normalmente dispem de totalizadores do tipo ciclomtrico, fabricados emtermoplstico, protegidos por tampa de policarbonato com transparncia e resistncia ao impacto,providos de marcao para leitura tica. H ainda mecanismos magnticos, permitindo a geraode pulsos externos. As seguintes normas tratam do assunto:

NBR 12727 medidor de gs tipo diafragma para instalaes residenciais padronizaoNBR 13127 medidor de gs tipo diafragma para instalaes residenciaisNBR 13128 medidor de gs tipo diafragma para instalaes residenciais determinao das

caractersticasPortaria INMETRO 31/97 (Regulamento Tcnico Metrolgico sobre medidores de volume de gstipo diafragma)

ANSI B109.1 (2000) Diaphragm-Type Gas Displacement MetersBS 4161 Gas meters. Specification for rotary displacement and turbine meters for gas pressuresup to 100 bar

BS EM 1359 Gas meters. Diaphragmgas meters

Figura 6.16 Medidor do tipo diafragma para gs


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CALIBRAO DE MEDIDORES DE GS

Segundo o Regulamento da ANP-INMETRO, os medidores de gs devem ser calibrados segundoos critrios da norma NBR ISO 10012-1, com intervalo inicial entre calibraes sucessivas nosuperior a 60 dias para medidores fiscais e no superior a 90 dias para outros medidores.

Nas medies com placas de orifcio, devem ser calibrados os instrumentos de presso diferencial,presso e temperatura de fluxo, devendo a exatido das medies de presso diferencial, presso etemperatura estar dentro dos limites para se obter uma incerteza, no resultado da medio, inferior especificada no Regulamento. Se as exatides de medio estiverem fora dos limites, osinstrumentos devem ser regulados ou ajustados.

Cada placa de orifcio deve ser inspecionada pelo menos anualmente para verificao dastolerncias normativas. J os trechos retos de medio devem ser inspecionados a cada trs anospara verificao inclusive da sua rugosidade.

Os medidores de gs do tipo turbina e medidores do tipo ultra-snico devem ser calibrados comuma vazo igual vazo usual de operao, com uma variao de 10% no mximo. Devem sercalibrados os instrumentos de presso e temperatura utilizados para compensao de presso etemperatura, devendo a exatido das medies estar dentro dos limites para se obter umaincerteza, no resultado da medio, menor que a especificada no Regulamento.

Na calibrao dos medidores do tipo turbina e ultra-snico, devem ser avaliadas quais alternativas:calibrao em laboratrio (com vazo), calibrao de campo (medidor padro fixo ou mvel). Ouso do arranjo com medidor padro (master meter) aceito de forma geral na indstria. Na Figura2.4 apresentado um histrico real de uma comparao deste tipo de arranjo ao longo de 4 anospara um medidor do tipo ultra-snico onde se nota que as diferenas de medio esto em 0,2%

na maioria dos casos. O medidor padro pode ser um medidor similar ao de operao ou ainda umdispositivo baseado em bocal snico (ver Figura 6.17).

Figura 6.17 Histrico Real de uma Comparao com Arranjo com Medidor Padro ao Longo de 4 AnosOBS: K limites de tolerncia conforme ISO-17089

Os medidores do tipo ultra-snico podem ser verificados periodicamente (entre calibraes comvazo) por meio do procedimento de medio do tempo de trnsito (previsto nas normas), tambm

chamado de Zero-Flow Verification Test (ou Dry Calibration ou ainda calibrao intrnseca)onde o medidor isolado por flanges cegos, o ar interior purgado e o mesmo pressurizado comum gs de referncia puro as caractersticas deste gs de referncia devem ser bem conhecidas e


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documentadas. Neste procedimento, as velocidades do som (SOS) para cada caminho acstico (oufeixe/canal) deve ser registrada por pelo menos 30 segundos e depois calculada sua mdia e desviopadro. Comparaes deste valores so feitas em relao aos previstos na AGA-10 Speed of Soundin Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases. Ajustes no medidor podem ento serexecutados de forma a manter a conformidade do desempenho s especificaes normativas e dofabricante.

Figura 6.18 Arranjo de calibrao com medidor padro do tipo bocal snico

BIBLIOGRAFIA Cap. 51. Pursley, W.C., Three Day Course on Flow Measurement, NEL, UK2. Delme, G.J., Manual de Medio de Vazo, Ed. Edgard Blcher, Brasil

3. IPT, ISA, 2o

Simpsio Brasileiro de Medio de Vazo, So Paulo, 19954. IPT, ISA, IMEKO, Flomeko 2000, The 10thInternational Conference on Flow Measurement, Salvador, 20005. CARRASCOSA, E.A., MATA, J.D., Medio de gs com placa de orifcio. 2 ed. Maca. 20016. RIBEIRO, M.A., Medio de Vazo Princpios e Aplicaes, 5 ed., Treinamento & Consultoria Ltda., 19977. MARTINS, N., Manual de Medio de Vazo, Ed. Intercincia, 19988. BOCHNER, R., Estudo Comparativo das Principais Tcnicas Aplicadas ao Controle Estatstico de Processo,

UFRJ/COPPE, 19909. MATA, J.D., Determinao da Incerteza de Medio, PETROBRAS RPBA, Salvador, 199410. MILLER, R.W., Flow Measurement Engineering Handbook, 2 ed. New York: McGraw-Hill, 198911. NORMAN, R., JEPSON, P., Calculation Defines Uncertainty of Unaccounted-for Gas, Oil & Gas Journal,

Houston, TX. P. 47-54, Apr. 198712. Normas tcnicas e catlogos de fabricantes citados


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ANEXO:

MEDIO DE GS DE TOCHA (FLARE)

Pelo Regulamento Tcnico de Medio de Petrleo e Gs Natural da ANP/INMETRO, a mediode vazo de gs de tocha (flare) se enquadra na categoria dos demais tipos pois tem o propsitode controle operacional da produo (terceira categoria alm da medio fiscal e da deapropriao), devendo apresentar incertezas de medio inferiores a 3 %.

Embora o Regulamento de Medio recomende a medio e o registro dos volumes de gsventilado ou queimado em tochas, aceitvel a sua estimativa por balano ou mesmo outrosprocedimentos, desde que previamente autorizados pela ANP.

As caractersticas dessa aplicao so, entre outras:

amplos ranges de vazo (turndown) e velocidades requeridos

variaes bruscas na presso do escoamento grandes dimetros utilizados necessidade de baixa manuteno necessidade de baixa intrusividade ao processo existncia de variaes na composio do gs devido presena eventual de lquido

(condensado ou gotculas de leo)

Em nvel internacional, por exemplo, a operadora de petrleo Statoil (Noruega), estabelece osseguintes critrios para medio de gs de tocha:

Parmetro mais importante: volume nas condies standard(Sm3) Incerteza de medio: 5 % do valor instantneo Temperatura e presso so variveis crticas, dado que o elemento primrio de vazo um

medidor de velocidade Requisitos de operao e manuteno so estabelecidos de forma a garantir razovel

confiana nos valores medidos As correntes de gs no queimador possuem nitrognio e vapor dgua, da houve um

trabalho de convencer as autoridades de que no era justo pagar por estas substncias,quando ento foi criado o termo Net flare quantities ou Gs queimado lquido.

Normalmente, as vazes nos sistemas de queima de gs so medidas na regio de baixas

velocidades (modo normal de operao) e a totalizao em base diria suficiente. No entanto,alguns sistemas sofrem se h uma situao de emergncia ou shutdown, onde ocorrem vazesmuito altas (velocidades de at 70-90 m/s). Como exemplo, a Tabela 5.14 apresenta as condiesoperacionais do sistema de flare de P-31, onde se nota que os valores mximos de velocidadepodem ser considerados altos para instrumentos convencionais.

Dimetro (inch) Presso (psi) Vazo (m3/d) Velocidade (m/s)Flare de baixa 12 0,5 3 0 315.000 49Flare de alta 34 1,6 10 0 3.300.000 64

Tabela 5.14 - Condies Operacionais do Sistema de Flare de P-31


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SITUAO ATUAL DAS TECNOLOGIAS DE MEDIO DE GS DE TOCHA

Segundo as tecnologias disponveis comercialmente do mercado internacional, e a literaturatcnica disponvel, principalmente do NEL (National Engineering Laboratory, Esccia, ReinoUnido, empresa que tem atuado como consultor de operadoras de petrleo na rea de medio defluidos), tem-se disponvel quatro possibilidades de medio, alm da medio por diferena.Essas tecnologias so de aplicao restrita, devido ao alto range requerido para as vazes (evelocidades) nos sistemas de flare e so apresentadas conforme se segue:

Mssico tipo termal (Thermal mass meter)

Esse tipo de medidor se baseia em dois sensores de temperatura (tipo RTD, por exemplo) que soimersos no fluido e separados por uma distncia mnima, sendo que o primeiro operaconstantemente aquecido e o outro atua como detetor de temperatura do fluido (ver Figura 5.12).A diferena de temperatura entre os dois sensores correlacionada vazo de processo.

Figura 5.12 Exemplo de Medidor do Tipo Termal (fonte: FCI)

Segundo dados do fabricante FCI, os valores de velocidade aceitveis esto limitados a 25 m/s e arangeabilidade at 100:1. A incerteza na vazo seria de 1% do valor instantneo e 0,5% dofundo de escala, segundo o catlogo.

Como vantagens apresenta a simplicidade de operao e instalao, alm de baixa perda de cargae ausncia de partes mveis. Como desvantagens apresenta relativa baixa rangeabilidade (ao

atingir a velocidade mxima permitida, o sistema de sensores satura), mdia intrusividade,possibilidade de depsito ou aderncia de leo nos sensores e sensibilidade a variaes nacomposio do gs.

Anubar (Annubar)

um tipo de medidor baseado em presso diferencial, da mesma forma que a placa de orifcio(ver Figura 5.13). So mais adequados para altas vazes e apresentam rangeabilidade de 3:1 at nomximo 10:1 dependendo dos valores de incerteza na medio de vazo tolerados. Para se ter umamaior rangeabilidade, necessria a instalao de vrios medidores para cobrir uma maior faixade vazo.


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Como vantagens apresenta a simplicidade de operao e instalao, alm de baixa perda de cargae ausncia de partes mveis. Como desvantagens apresenta baixa rangeabilidade, mdiaintrusividade, possibilidade de depsito ou aderncia de leo nas tomadas de presso imersas noprocesso e sensibilidade a variaes na composio do gs.

Figura 5.13 Exemplo de Medidor do Tipo Anubar

Ultra-snico do tipo tempo de trnsito (Ultrasonic time-of-flight meter)

O medidor ultra-snico do tipo tempo de trnsito se baseia na medio dos perodos de tempo queos sinais de ultra-som trafegam entre sensores opostos dentro da tubulao nos dois sentidos dedireo. As diferenas dos tempos medidos (a favor do fluxo e contra o fluxo) so correlacionadascom os valores de vazo do gs. H modelos que dispem de um ou mais feixes (beams)instalados em diferentes pontos e planos da seo do tubo de forma a melhorar arepresentatividade da medio e conseqente incerteza total (ver Figura 5.14).

A rangeabilidade dos medidores ultra-snicos pode chegar a 2000:1.

O fabricante ROXAR / FLUENTA utiliza dois tipos de sinais no mesmo instrumento: ondacontnua (continuous wave) e pacote de freqncias (chirp) de forma que em baixas velocidadesdo gs os dois sistemas so combinados e em altas velocidades somente o sistema chirp

utilizado. As incertezas so de at 5% do valor instantneo no range de 25 a 100 m/s e de 2,5% do valor instantneo no range 0,3 a 25 m/s.

Como vantagens apresenta a simplicidade de operao e instalao, alm de nenhuma perda decarga, ausncia de partes mveis, nenhuma intrusividade, alta rangeabilidade e possibilidade deretirada dos sensores sem parar o processo. Como desvantagens apresenta possibilidade dedepsito ou aderncia de leo ou mesmo acmulo de lquido nas tomadas dos sensores e relativasensibilidade a variaes na composio do gs ou a altos teores de lquido no mesmo.


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Figura 5.14 Exemplos de Medidor do Tipo Ultra-snico

Turbina tipo insero

Como um medidor do tipo insero, a turbina empregada neste tipo de aplicao de dimensesbem reduzidas (ver Figura 5.15). Como regra geral para esse tipo de medidor, os fluidos devemser limpos, a menos que sejam utilizados mancais do tipo selado.

Incertezas tpicas para esse tipo de medidor se apresentam na faixa de 2% ou piores. Os nveisde velocidade aceitveis se situam na faixa de at 30 m/s.

Como vantagens apresenta a relativa simplicidade de operao e instalao, alm de baixa perdade carga. Como desvantagens, apresenta baixa rangeabilidade, presena de partes mveis, mdiaintrusividade, possibilidade de depsito ou aderncia de leo nas partes e relativa sensibilidade avariaes na composio do gs ou a altos teores de lquido no mesmo.


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Figura 5.15 A & B Exemplos de Medidores do Tipo Turbina de Insero

Outros tipos de medidores so limitados, seja devido aos requisitos de amplos ranges deoperao (Coriolis, por exemplo) e perdas de carga mnimas, ou pelas limitaes fsicas devidoaos grandes dimetros envolvidos (deslocamento positivo, por exemplo).

ASPECTOS OPERACIONAIS RELATADOS (MEDIO DE GS DE TOCHA)

De modo geral h uma perda temporria de sensibilidade (perda de medio) do instrumento noscasos de fluxos que apresentem eventual alto teor de lquidos [1].

A operadoraAmerada Hess trabalha com expectativas de incertezas em torno de 10% do valorinstantneo para os medidores do tipo ultra-snico e relata que o do fabricante Panametricsnotolera velocidades maiores que 40-50 m/s [2]. Este fabricante por sua vez sugere que o problemaseja devido ao rudo induzido pelo prprio fluido (flow induced acoustical noise) [1].

A operadora Statoil AStem experincia com o medidor do tipo ultra-snico do fabricante ROXAR(ex-Fluenta)que apresentou boas incertezas mesmo em vazes muito baixas e relata ocorrnciasde acmulo de lquido e mesmo parafina (wax) entre a tomada no tubo (weldolet) e o prprio

transdutor, fato que foi resolvido pela instalao de recursos de dreno [3]. Estima que se aquantidade de lquido for inferior a 5% ao ano no dever haver problemas. Tambm recomenda aimportncia de utilizar presso absoluta (bara) nas medies, alm de maior rigor na instalaodos conectores ticos. Relata ainda alguns casos de perda de sinal em velocidades muito altas,devido talvez ao desvio do pulso pelo prprio fluxo de gs o que leva o transdutor receptor a noler o pulso. De modo geral, independente do fabricante, muito importante monitorar a qualidadedos transdutores, dado que os materiais neles presentes podem ter suas propriedades alteradas emfuno do envelhecimento.

O instituto de pesquisa Force Institute possui uma tecnologia em desenvolvimento baseada emraios gama que pode apresentar ainda aspectos pouco competitivos e pouco atrativos devido utilizao de fontes radioativas. Relata que obviamente difcil estabelecer um esquema demedio com timas incertezas no cenrio de aplicao de gs de flare e recomenda o mtodo detempo de trnsito [4].


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De modo geral, os medidores do tipo ultra-snico so os mais adequados para essa aplicao,mesmo com os problemas de eventual alto teor de lquido. As operadoras no consideramrecomendveis os medidores baseados em presso diferencial.

No caso dos medidores do tipo ultra-snico, um teste de verificao de fluxo zero deve serrealizado uma vez por ano. H a recomendao de se dispor de uma caixa onde os transdutoresso montados e a distncia entre eles a mesma da instalao do processo. O fator decompressibilidade do gs de pouca importncia, uma vez que os nveis de presso so baixos.

DIRETRIZES PARA A MEDIO DE GS DE TOCHA

Os medidores do tipo ultra-snico so os mais adequados para a aplicao de gs de flare,devido principalmente sua alta rangeabilidade; Os medidores devero ser aptos a trabalhar tanto em presso atmosfrica como em mdiaspresses (os medidores mais comuns precisam de 5 a 10 bar para operar satisfatoriamente);

Os fabricantes devero possuir produto especfico para esse tipo de aplicao; O teor de lquido no gs deve ser estimado em percentual ao ano, sendo 5% ao anoconsiderado como aceitvel; Os transdutores devem ser montados na posio horizontal (no caso dos medidores mono-feixe); caso no seja possvel, devem ser instalados recursos de drenagem nas tomadas dosmesmos; Um teste de verificao de fluxo zero deve ser realizado uma vez por ano; recomendadose dispor de uma caixa onde os transdutores possam ser montados para verificao de fluxo zeroe onde a distncia entre eles seja a mesma da instalao do processo; Os sensores de presso e temperatura devem ser calibrados duas vezes por ano, utilizando-se presso absoluta no esquema de medio;

Os demais tipos de medidores (turbina de insero, termal, anubar, presso diferencial,etc.) devero ser evitados devido s suas limitaes mecnicas e de velocidade.

CALIBRAO DE MEDIDORES DE GS DE TOCHA

Um dos maiores problemas na medio de gs de tocha ( flare ) o processo de calibrao everificao do sistema de medio, independente do tipo de medidor.

A primeira deciso dever ser tomada entre: calibrao de laboratrio, calibrao no prprio localde operao (in-situ) ou calibrao intrnseca.

Na calibrao intrnseca, a incerteza da medio do tempo de trnsito pode ser verificada ao secomparar a velocidade do som medida e a calculada para um gs conhecido, normalmente emcondies estticas. Entretanto, interpretaes adicionais sero necessrias, pois a incerteza namedio da velocidade do som no a mesma incerteza da medio da velocidade do gs. Adiferena do tempo de trnsito utilizada na medio de velocidade do gs um intervalo muitomenor que deve ser determinado com tima incerteza, em comparao com as medidas do tempode trnsito utilizadas na determinao da velocidade do som.

Na calibrao em laboratrio, embora so esperadas timas incertezas de medio, poder haverproblemas de reproduzir as condies operacionais, em vista dos grandes dimetros dos tubos,

arranjo da tubulao a montante do medidor, etc. Entretanto, mesmo utilizando um range limitadode vazo, possvel estabelecer um fator de calibrao do medidor.


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Na calibrao no prprio local de operao, possvel a remoo de erros devido aos efeitos dainstalao, entretanto no possvel se obter os mesmos nveis de incerteza de laboratrio.

Uma possibilidade comparar a vazo do medidor contra um medidor de referncia inseridoperiodicamente na linha. Esse procedimento poder requerer a parada da linha, e no umasoluo muito prtica.

Uma outra abordagem utilizando um medidor de referncia, instal-lo numa linha auxiliar deforma que seja possvel alinhar para a linha do flare uma corrente de gs controlada. A vazo dereferncia seria ento comparada com a variao na vazo indicada pelo medidor de flare. Estemtodo requer que o processo esteja plenamente estvel, de forma que no haja vazes de gsextras adentrando a linha principal de flare durante o perodo de teste .

A insero de medidores na prpria linha de flare, tais como um medidor tipo Anubar (ou tubo dePitot) ou uma turbina de insero, tambm pode ser utilizada. No entanto, recomendvel quevrias velocidades pontuais na seo reta do tubo sejam medidas, de forma a se obter a velocidade

mdia. Esse mtodo tem sido muito usado em sistemas de gua de grandes dimetros e a incertezaesperada da ordem de 5 %.

A ltima alternativa a medio por diferena, onde o gs do flare calculado como o gs queno foi utilizado na instalao. o caso onde tambm no h medidor instalado na linha do flare.Isso envolve a medio de todas correntes (exportao, combustvel, etc.) e o maior problema que, em condies normais de operao, a proporo do gs queimado para o gs total produzido muito pequena. Neste caso, a incerteza do clculo da vazo do gs queimado ruim, mesmo comsistemas de medio com timas incertezas.

REFERNCIAS DOS ASPECTOS OPERACIONAIS RELATADOS (MEDIO GS TOCHA)

[1] Bragg, M., Panametrics Ltd, The Practicalities of Flare Gas Metering Using Ultrasonic Flowmeters, One DaySeminar Flare Gas Metering NEL, Scotland, UK 26 Oct 1998[2] Marshall, M.,Amerada Hess, Introduction Flare Gas Measurement The Realities, One Day Seminar FlareGas Metering NEL, Scotland, UK 26 Oct 1998[3] Hjorteland, T., Statoil AS, Flare Gas Metering from na Operators Point of View, One Day Seminar Flare GasMetering NEL, Scotland, UK 26 Oct 1998[4] Pedersen, N.H., Sevel T., Force Institute, In-situ Calibration of Gas Flow Metering Systems, One Day Seminar Flare Gas Metering NEL, Scotland, UK 26 Oct 1998[5] Aadland, H., Fluenta AS, Ultrasonic Flare Gas Metering, Flomeko 2000, Salvador, Brazil, 4-8 Jun 2000[6] Mata, J.D., Pessanha, R.A.T., Guedes, R., Manhes, G., PinhoFilho, H., Petrobras, Applications of UltrasonicFlow Meters in the Petroleum Industry, Flomeko 2000, Salvador, Brazil, 4-8 Jun 2000[7] Carvalho, J.G., Antunes, B.C., Ultraflux, Measurement Using Ultra-Sonic Transit-Time Method Some Aspectsof Gas Flow Measurement, Flomeko 2000, Salvador, Brazil, 4-8 Jun 2000[8] Brown, G.J., Stewart, D.G., NEL, Challenges in Offshore Flare Gas Metering, Flare Gas Metering Seminar Preparing for the Future, Aberdeen, UK 4 Jun 2001

mediçao de gas natural

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