Revista Met&Flu N 8

ISSN 2145-5716

AÑO 2013 - Nº 8

Revista Semestral, Especializada en la Aplicación de la Metrología de los Fluidos

CDT

Internacional

Un Nuevo Reto para Diseminar y Aplicar la Metrología en la Industria y en la Sociedad

Laboratorio Móvil para Aseguramiento Metrológico de calidad y cantidad de Gas Natural tipo Transferencia Custodia en Colombia.

Pag. 6

Medidores Ultrasónicos empleados en las Mediciones de Flujo de Hidrocarburos Líquidos - Experiencia Mexicana Pag. 28

Acreditado por:

VOLUMEN Y CALIDAD DEL GAS Acreditado ISO/IEC 17020:1998 12-OIN-008

Índice LABORATORIO MÓVIL Pag. 6

Para Aseguramiento Metrológico de Calidad y Cantidad de Gas Natural tipo Transferencia Custodia en Colombia

MEDIDORES ULTRASÓNICOS A BAJA PRESIÓN

Como una Solución Eficiente para procesos de confirmación sugerido en la ISO 10012

Pag. 16

MEDIDORES ULTRASÓNICOS

Empleados en las Mediciones de Flujo de Hidrocarburos Líquidos -Experiencia Mexicana-

Pag. 28

VALIDACIÓN DEL USO DE LOS

MEDIDORES DE FLUJO MÁSICO

Tipo Coriolis como Patrones de Referencia en Aplicaciones de Transferencia de Custodia.

Pag. 50

Los artículos publicados son de exclusiva responsabilidad de sus autores.

Corporacion CDT de GAS / www.cdtdegas.com

Editorial

“CDT INTERNACIONAL”

Director/

Henry Abril Blanco

Editor/

Corporación CDT de GAS

Comité Editorial/

José A. Fuentes Osorio Luis E. García Sánchez Arlex Chaves Guerrero Alfredo Acevedo Picón Juan Manuel Ortiz Afanador

Comité Científico/ PhD Kazuto Kawakita – Director Centro de Metrología de Fluidos del IPT – Brasil PhD Dionisio Laverde – Profesor Universidad Industrial de Santander – Colombia

Diseño/

María Inés Varela Peña

La Portada de la Octava Edición de nuestra Revista "MET&FLU (Metrología & Fluidos): Ciencia, Tecnología e Innovación" representa el inicio de una nueva etapa de la Corporación Centro de Desarrollo Tecnológico del Gas, esta vez enmarcada dentro del contexto internacional.

Sin duda los excelentes resultados de nuestra década pasada (2003 – 2012), fruto de las valiosas oportunidades ofrecidas por las empresas del sector gas y de los sectores correlacionados (y por supuesto del esfuerzo personalizado de nuestros profesionales, quienes interiorizaron perfectamente que su crecimiento individual era tan importante como el fortalecimiento colectivo, y que entre todos teníamos el reto de proveer trazabilidad al Sistema Internacional de Unidades, en los procesos de comercialización del gas natural en Colombia) nos han llevado al nivel y al estado en que actualmente se encuentra el CDT de GAS: una entidad reconocida en el contexto nacional por el valor agregado que ofrece a sus clientes, por la seriedad de los procesos que asume, por la confianza que representa ante entidades del Subsistema Nacional de Calidad, e inclusive hasta en el contexto internacional, dado que ha sido excelentemente calificado y clasificado, dentro del marco del estudio que se llevó a cabo por parte del Ministerio de Comercio, Industria y Turismo con el apoyo del PTB de Alemania.

En este sentido, la Octava Edición de "MET&FLU" se dedica a la memoria de ALEX - como muy amablemente nos permitió llamarlo - destacando los artículos que preparó y presentó durante nuestras Jornadas Tecnológicas Internacionales de Medición de Fluidos, en donde su don de maestro se dejó notar, y muchos colombianos aprendimos de él y hoy aplicamos su legado…

A través de este medio de difusión Colombia reconoce sus aportes, y buscará que se

repliquen por siempre, en otros países hermanos latinoamericanos, por ello y en razón a las potencialidades desarrolladas, y a las múltiples oportunidades trasnacionales damos inicio a un análisis serio y profundo que nos permite hacer la transición del CDT de GAS, al Holding “CDT Internacional” buscando diseminar la correcta aplicación de la Metrología en otros países y propendiendo por participar contributivamente, con Ciencia y Tecnología, de las oportunidades y retos globales que implica la ya inminente e inaplazable incursión del Gas de Esquistos, del Gas Asociado al Carbón y del Gas Natural Licuado a los gasoductos latinoamericanos y de la aplicación de la Metrología en el mundo de los hidrocarburos líquidos.

Finalmente, los dejo interiorizando el contenido de dos nuevas conferencias de carácter internacional preparadas en la alianza TGI S.A./CDT de GAS, y aprobadas por el Comité Científico del FLOMEKO 2013, evento que se llevará a cabo el próximo mes de septiembre en París – Francia, y donde el CDT de GAS hará presencia destacándose, sin ninguna duda, por el alto nivel de los profesionales de nuestra institución y el excelente producto tecnológico que esta entidad, del Sistema Nacional de Ciencia Tecnología e Innovación, le ofrece hoy al mundo desde Colombia. Además recordemos a Alex re-leyendo sus artículos, sus aportes y su innegable legado.

Paz en su tumba, Alex Loza Paz en su tumba Fabio Tobón MUCHAS GRACIAS

Henry Abril Blanco Director: Corporación CDT de GAS

Editorial

Es así entonces y debo reconocer también, que el CDT de GAS ha crecido y se viene consolidando, en razón al apoyo que nos han brindado entidades internacionales, pero más aún, seres humanos íntegros, en lo personal, en lo profesional y en lo espiritual, como lo fueron nuestros, muy queridos y grandes amigos y excelentes maestros:Fabio Tobón Londoño Exdirector del ICONTEC y Darío Alejandro Loza Guerrero, Jefe de la División de Flujo y Volumen del Centro Nacional de Metrología de México – CENAM, quienes Dios llamó a su Reino, dejándonos sumidos en el dolor y en la inmensa tristeza, pero con un legado inmenso para que Colombia lo aproveche en el buen sentido de la palabra. Entonces, el direccionamiento del CDT de GAS y la Medición de los Hidrocarburos Líquidos en Colombia será ahora repotenciada tecnológicamente, desde el “CDT Internacional”, mediante la Inclusión de la correcta aplicación de la METROLOGÍA y de las grandes ventajas que ésta nos ofrece.

Desarrollo de

LABORATORIO MÓVIL

para Aseguramiento Metrológico de Calidad y Cantidad de Gas Natural tipo Transferencia Custodia en Colombia

Henry Abril (habril@cdtdegas.com) Luis Eduardo García (lgarcia@cdtdegas.com)

Juan Manuel Ortíz (juanmanuel.ortiz@tgi.com.co) John Fredy Velosa (john.velosa@tgi.com.co)

Corporación CDT de GAS km 2 Via Refugio PTG, Piedecuesta - Colombia

Transportadora de Gas Internacional S.A. ESP Cra 34 No. 41-51 Bucaramanga - Colombia Artículo disponible en Inglés www.cdtdegas.com

La ciencia no es sino una perversión de si misma, a menos que tenga como objetivo final, el mejoramiento de la humanidad. Nicola Tesla, Inventor Austrohúngaro.

Austrohungaro.

La actividad científica está orientada a satisfacer la curiosidad, y a resolver las dudas, acerca de cuáles son y cómo están organizadas las leyes de la naturaleza.

Seguros de que la comunidad científica nacional e internacional, utilizará la Revista MET&FLU como un medio para compartir los hallazgos de alta relevancia, cada semestre nuestros lectores encontrarán un tema de su agrado que facilitará la transferencia del conocimiento al ritmo que nuestra sociedad, nos lo exige.

Resumen: El Aseguramiento metrológico integral de los sistemas de transferencia de custodia de gas natural representa un gran reto logístico y tecnológico. Como alternativa de solución se desarrolló un nuevo laboratorio móvil que integra las facilidades operativas y las capacidades metrológicas para el aseguramiento de la calidad y cantidad del gas natural In-situ. En el presente artículo se describe el desarrollo del laboratorio móvil, denominado M3Tlab, desde sus requerimientos hasta las pruebas de desempeño funcionales y metrológicas que permitieron su validación.

P6

Desarrollo de Laboratorio Móvil para Aseguramiento Metrológico de Calidad y Cantidad de Gas Natural tipo Transferencia de Custodia

1. INTRODUCCIÓN. Cada día se incrementa la relevancia de proveer trazabilidad a las mediciones de calidad y cantidad de GN en campo. Sin embargo, esta labor resulta costosa, genera riesgos relacionados con el transporte de equipos, requiere de una adecuada logística y el tiempo requerido para completar el proceso de aseguramiento de las mediciones (calibración, confirmación y corrección) puede ser extenso, generando inconformidad entre los involucrados en el proceso de transferencia de custodia de Gas Natural.

Como resultado se obtuvo un Vehículo acondicionado como laboratorio Móvil, el cual permite, almacenar, transportar y operar, los patrones y equipos de medición requeridos para evaluar la composición C10+, HCDP y Humedad del Gas Natural, y calibrar los instrumentos de magnitudes involucradas en el proceso de transferencia de Custodia, tales como: Volumen de Gas, Presión, Temperatura, Frecuencia y las magnitudes eléctricas asociadas, bajo un SGC ISO 17025.

Como una alternativa viable para proveer trazabilidad a las mediciones de Calidad y Cantidad de Gas Natural en Campo, se planteó y ejecutó, por parte de la Transportadora de Gas Internacional y el Centro de Desarrollo Tecnológico del Gas, con el apoyo de Colciencias, el desarrollo de un Laboratorio Móvil, que integra las facilidades para operar como laboratorio estacionario de metrología, y con CMC acorde con los requerimientos de los procesos de medición de GN.

Adicionalmente es posible realizar labores de Mantenimientos electromecánico para los sistemas de Medición, permitiendo garantizar la calidad y cantidad del GN medido en los Sistemas de medición.

El Laboratorio Móvil de Metrología, fue denominado M3Tlab, debido a sus atributos fundamentales: Metrología, Movilidad, Mantenimiento y Trazabilidad (MMMT). El juego de concepto nos lleva a la simple igualdad: MMM = M3, y así llegamos a M3T (o MET por Metrología) y lab como abreviatura de Laboratorio. Por coincidencia al leer M3 se evidencia el metro cúbico (m3), magnitud clave en la medición de volumen de gas.

El concepto de laboratorio móvil nació de la necesidad de continuar fortaleciendo y mejorando la transparencia y equidad en las operaciones de Transferencia de Custodia de GN, mediante el aseguramiento metrológico de los pequeños SM del Sistema de Trasporte de TGI S.A. ESP, mediante los cuales se cuantifica aproximadamente el 15% del gas transportado, pero que representan el mayor número de SM (más de 250). Estos sistemas generalmente corresponden a pequeñas poblaciones e industrias, con alta vulnerabilidad metrológica, ya que debido a los bajos volúmenes involucrados, no se posee una estrategia de aseguramiento metrológico que permita garantizarles el 100% del GN cuantificado, puesto que los mayores esfuerzos se centran en los SM que manejan grandes volúmenes, de acuerdo con el principio de Pareto.

Sin embargo, TGI S.A. ESP en su apuesta por constituirse en una empresa de talla mundial y garantizar la eficiencia y equidad en el servicio de transporte de GN, con generación de un alto valor agregado para sus grupos de interés, independiente de su dimensión económica, no ha limitado sus esfuerzos al cumplimiento de lo estrictamente necesario en términos de aseguramiento de sus mediciones y por esto proyectó el desarrollo de un laboratorio móvil con autonomía y capacidad para ejecutar, de manera integral, todos los procesos para el aseguramiento

P7

2.

ABREVIATURAS

CMC COE CREG EMP EOS FAT G GN HCDP ISO MRG PRH RGM RUT SAT SM Ur VALM

Calibration and measurement Capabilities Cab over engine Comisión de Regulación de Energía y Gas Error Máximo Permisible Equation of State Factory acceptance test Gravedad.

Gas natural Hydrocarbon Dew Point International Organization for Standardization Material de Referencia Gaseoso Punto de rocío de Hidrocarburos Reference Gas Mixture Reglamento Único de Transporte [2] Site acceptance test Sistema de medición Incertidumbre requerida [3, p. 11.1.2] Vehículo acondicionado como Laboratorio Móvil

Ciencia

de la calidad y cantidad del GN transportado y medido en SM clase B y clase C, según las recomendaciones de la OIML R 140 [1]

3.2.

Con el objeto de proveer las CMC necesarias para el aseguramiento metrológico de los SM, el laboratorio M3Tlab, fue desarrollado tomando como base las características funcionales y metrológicas de los SM e instrumentos objetivos, así como los lineamientos de las recomendación OIML R 140 [1] para sistemas con precisión Clase B. Para ellos fue necesario realizar una serie de estados del arte ([4][5][6]) que permitieron, estudiar, comparar y seleccionar, con base en información secundaria, las alternativas tecnológicas para obtener las CMC objetivo, en M3Tlab. Los alcances previstos, son descritos a continuación.

Con base en la composición típica de los gases naturales en Colombia, se planteó, la capacidad para realizar análisis de GN semi-extendido, de acuerdo con los alcances descritos en la Figura 1. De esta manera se pueden determinar mediantes reglas de mezclas y EOS, diversas propiedades de interés en el GN, tales como: poder calorífico, temperatura de punto de rocío de hidrocarburos, densidad, factor de compresibilidad, velocidad del sonido, viscosidad, etc. En principio las propiedades de interés y sus límites de especificación son listadas en la Tabla 2.

3.1.

Permanent gases

3. ALCANCES

VOLUMEN DE GAS NATURAL

O2

0,01

CO2

0,01

0,1 3

N2

1

n-C10H22

0,0001

n-C9H20

0,0001

Heavy Hydrocarbon

En el desarrollo del patrón de volumen se tomaron en consideración los medidores objetivo (ver Tabla 1), y los requerimientos metrológicos y funcionales para garantizar la ejecución de calibraciones con CMC cercana a 0.3% (k=2) en la determinación del error.

CALIDAD DE GAS NATURAL

Light Hydrocarbon

0,002

n-C8H18

0,001

n-C7H16

0,001

n-C6H14

0,001

n-C5H12

3

0,001

0,005 0,1 0,04 0,004

0,2

i-C5H12

0,005

n-C4H10

0,005

0,5 1

i-C4H10

0,01

C3H8

0,01

C2H6

1 4 0,1

10

CH4

Tipo

Intervalo Medición

Caracteristicas Medidor

EMP [2][3]

Rotativo y Turbina

2 m3/h a 650 m3/h

DN: 50 mm a 100 mm Conexiones: PN 20 a PN Salidas: Odómetro, Contacto seco y Alta frecuencia

1%

0,00001

Método de Medición

Composición de GN

Cromatografía C10

Cromatografía extendida hasta C10+.

(Ver Figura 1)

Poder calorífico

Cromatografía C10 + regla de mezcla

33.53 MJ/m3 a 44.71 MJ/m3

Temperatura de Cromatografía C10 punto de rocío + EOS de hidrocarburos Contenido de vapor de agua

Absorción en sensor de óxido de aluminio

0,001

0,01

0,1

1

10

100

Molar Composition (cmol/mol) log 10

Figura 1. Componentes e Intervalo de concentración para análisis de GN

Tabla 1. Medidores de Volumen de Gas Objetivo

Propiedad

100

70 0,0001

Para reducir la incertidumbre por efecto del muestreo de GN, se especificó y configuró un sistema con sonda de inserción en caliente, que permitiera ejecutar muestreos spot, y obtener muestras representativas de la corriente de flujo de GN.

Intervalo de Medición

3.3.

MAGNITUDES ASOCIADAS

Aunque las principales magnitudes asociadas a la medición de GN, son la presión y la temperatura, estas se obtienen mediante instrumentos electrónicos, que requieren aseguramiento metrológico en magnitudes tales como: resistencia eléctrica, corriente eléctrica, tensión y frecuencia. En la Tabla 3 se describen los alcances respectivos.

-34 °C a 15.56 °C

10 mg/m3 a 590 mg/m3

Tabla 2. Mensurandos de Interés y límites de especificación en el Modulo de Calidad de Gas

P8

de hidrocarburos

Magnitud

Presión manométrica

Intervalo de Medición

EMP [5]

10.34 kPa – 206.8 kPa

0.2 kPa

103.4 kPa – 2 068 kPa

2 kPa

517 kPa – 10 342 kPa

10.3 kPa

Temperatura

-10°C a 150 °C

0.5 °C

Tensión eléctrica DC

-15 V a 15 V

5 mV

Corriente eléctrica DC

0.1 mA a 22 mA

8 µA

Resistencia DC

10 Ohm a 200 Ohm

0.01 Ohm

Frecuencia

1 Hz a 10 000 Hz

0.1 Hz

Por otra parte, existía la necesidad de minimizar las dimensiones requeridas para el nuevo laboratorio, sin detrimento de su capacidad operativa, lo cual impuso el reto de desarrollar una distribución de planta orientada al proceso de aseguramiento de los SM in-situ. De tal manera que se pudiera adaptar un vehículo de las menores dimensiones posibles, con el cual obtener una alta movilidad y fácil acceso a los puntos geográficos donde se encuentran los SM. En el diseño y adecuación del vehículo también se consideraron las facilidades que permitieran generar -en campo- condiciones similares a las existentes en un laboratorio estacionario, para garantizar la reproducibilidad de los métodos de ensayo y calibración. Por este motivo se previó que el vehículo debería contar con características técnicas y facilidades, tales como:

Tabla 3. Magnitudes de Interés y límites de especificación en el Modulo de Magnitudes Asociadas

3.4.

MANTENIMIENTO M3TLAB

Como complemento a las CMC previstas para M3Tlab, se consideró la necesidad de ejecutar mantenimientos electromecánicos menores, a los SM y sus instrumentos, por lo cual se definieron como requerimientos:

• Suministro de energía eléctrica por conexión a una red y a través de generación propia, suficiente para la alimentación de todos los equipos de potencia, control, instrumentación, adquisición y procesamiento de datos.

• • • •

Evaluación de puestas a tierra Evaluación de aislamiento del SM Análisis de señales eléctricas Desmontaje, elevación y montaje de componentes del SM • Mantenimiento electromecánico de instrumentos y componentes del SM

• Aislamiento térmico y diseño fluidodinámico apropiado para mantener la estabilidad de temperatura, independiente del ambiente en que opere.

• Facilidades para el manejo y suministro de gases especiales y GRM utilizados en ensayos de calidad del gas.

3.5. RETOS Los alcances descritos anteriormente, constituyen una amplia variedad de capacidades operativas y metrológicas, que incluyen magnitudes físicas y analíticas, cuyo desarrollo e implementación en laboratorios permanentes de metrología se encuentran ampliamente documentados.

Sin embargo, hasta la ejecución del presente proyecto, la integración de tan diversas magnitudes en un laboratorio móvil para metrología de calidad y cantidad de GN, no había sido abordada o documentada en trabajos previos.

• Sistemas de anclaje y sujeción antivibración, para los equipos electrónicos y demás, que posean sensibilidad a la vibración propia del rodaje por carretera.

• Facilidad de acceso y movilidad al interior del vehículo (escalerillas, plataformas de carga, etc.).

• Potencia y espacio del vehículo, suficientes para transportar el personal, elementos y equipos necesarios para la realización de los ensayos y las calibraciones.

Esta situación motivó el desarrollo de análisis y estudios particulares que permitieran diseñar un vehículo, para adaptarlo como laboratorio móvil, con la capacidad para almacenar y transportar de manera segura los instrumentos y equipos de medición, reduciendo la afectación sobre su desempeño metrológico que pudiera generarse debido a impactos y vibraciones durante el traslado del vehículo por las carreteras colombianas.

• Espacios ergonómicos y seguros para los técnicos y metrólogos que laborarán en el vehículo.

P9

Ciencia

Desarrollo de Laboratorio Móvil para Aseguramiento Metrológico de Calidad y Cantidad de Gas Natural tipo Transferencia de Custodia

Contenido de vapor de agua

4.

RESULTADOS ALCANZADOS

el chasis del camión (suspensión convencional) y sobre el furgón del camión (suspensión acondicionada), mediante el uso de acelerómetros triaxiales, con disparo a 1.5 G1 y frecuencia de muestreo de 50 kHz, mediante lo cual se confirmó la capacidad, de la suspensión implementada, para reducir la magnitud de los impactos en más de un 80% (Ver Figura 3 y Figura 4).

Luego de establecida la matriz de requerimientos, a partir del análisis de los alcances y retos del laboratorio móvil, se inició un trabajo de diseño multidisciplinario e iterativo, que integró ingenieros y metrólogos de diversas disciplinas, hasta obtener un diseño conceptual y la ingeniería básica, para el desarrollo del proyecto.

4.1.

VEHÍCULO ACONDICIONADO COMO LABORATORIO MÓVIL

4.1.1. Suspensión y sistemas anti-vibración Uno de los resultados que revistió mayor complejidad en su desarrollo, fue el vehículo acondicionado como laboratorio móvil (VALM).

Este fue integrado a partir de un pequeño camión HINO 300 Dutro Max del Grupo Toyota [7], con cabina tipo COE, y con suspensión posterior de ballestas convencionales (semi-elliptic leaf spring) y amortiguadores de doble acción. Esta configuración es de serie en el mercado colombiano y se utiliza para el transporte de carga en general, debido a su rigidez, longevidad y bajo mantenimiento. Sin embargo, este tipo de suspensión transfiere a la carga, los efectos de vibraciones de baja frecuencia, o denominados impactos [8], [9], [10], que se incrementan con la velocidad del rodaje, la rigidez de la suspensión y el mal estado de la carretera [11]. Por estas razones fue necesario diseñar un sistema de suspensión, ubicado entre el chasis del camión y el furgón del laboratorio móvil, mediante el cual se redujera la magnitud de los impactos, sin poner en riesgo la estabilidad del laboratorio móvil durante el rodaje.

Figura 2. Sistemas anti-vibratorios implementados en el VALM para la reducción de impactos

20 Highest impact on the truck chassis (186 m/s2)

18

Acceleration [G]

16

Highest impact on the truck van (32 m/s2)

14 12 10 8 6 4 2 00:03

07:15

14:27

21:39

28:51

36:03

43:15

50:27

57:39

Time [mm,ss] Chassis

La solución simple, pero efectiva, fue la instalación de soportes cónicos distribuidos longitudinalmente (ver Figura 2), de acuerdo con la distribución de masas prevista, mediante los cuales se redujo hasta valores seguros, el vector de aceleración (triaxial) generado por los impactos durante el rodaje.

Truckvan

Figura 3. Impactos registrados durante las pruebas SAT de traslado por carretera

20

19,00

18 16 Acceleration [G]

Para validar la eficacia de la suspensión implementada, se realizaron varios recorridos por carreteras colombianas típicas, que poseen ondulaciones, huecos, pavimento deteriorado e incluso sin pavimento. Durante estas pruebas se realizó el monitoreo de los impactos sobre

14 11,63

12

12,19

10,50

10,57 8,79

10 8 6 3,28

4

4,28 2,63

2 0

1,56 8

105 203 281 340 379 418 457 496 535 574 613 672 711 750 789 828 887 Time[ms]

1

Aceleración de la gravedad. Para los experimentos descritos corresponde a la gravedad local de la ciudad de Piedecuesta (Colombia) 9.7778 m/s2 [12]

P10

Chassis

Truckvan

Figura 4. Comparativo de la reducción de impactos

Desarrollo de Laboratorio Móvil para Aseguramiento Metrológico de Calidad y Cantidad de Gas Natural tipo Transferencia de Custodia

DESEMPEÑO Y ESTABILIDAD METROLÓGICA

Los alcances operativos y metrológicos descritos en el numeral 3, fueron implementados en su totalidad, durante la etapa de integración y posteriormente se desarrollaron una serie de pruebas FAT y SAT, por módulos individuales y en conjunto. Mediante estas pruebas se evaluó el desempeño metrológico del laboratorio móvil y fueron desarrolladas como parte de las estrategias para el monitoreo del desempeño (ver Tabla 5) en el tiempo y bajo diversas condiciones ambientales.

4.1.2. Distribución de Plantas y Módulos Operativos Como resultado del proceso de diseño iterativo y luego de seleccionadas las tecnologías a implementar, se obtuvo una distribución de planta, compacta, flexible y a la medida de los procesos de ensayo, calibración y mantenimiento.

En la Figura 5, se observan en líneas punteadas las áreas correspondientes a los módulos del laboratorio. Entre estos, los módulos A, B, C y D se encuentran ubicados al interior del furgón y el módulo E es accesible desde la parte lateral externa del furgón. 10.34 kPa – 206.8 kPa

Rear

E

C

B

103.4 kPa – 2 068 kPa

4.1.3. Facilidades (energía, aire acondicionado, 517 kPa – 10 342 kPa aire comprimido etc.), y resultados -10°C a 150 °C

Equipo

D

Desempeño

Onda senoidal de 60 Hz, Tecnología Inverter con potencia máx. con suministro proporcional a la carga eléctrica y de 6.5 kW y salida de 120/240 VAC a 60 Hz autonomía de hasta 10 horas

MRC 3 MRC 2

Estabilidad de ±1.5°C en 1 h a un ΔT de 5°C por debajo de la Tamb

Sistema de Aire Compresor monoetapa comprimido de con filtro de 5 µm baja Presión

6.5 m3/h @ 0.82 Mpa

Compresor de doble etapa con filtro de Sistema de Aire comprimido de 0.5 µm y membrana Alta Presión de secado para obtener dewpoint de -15°C a Patm

0.6 dm3/h @ 20.7 Mpa

MRC 1

Del Tipo Vehicle Mounted con potencia Aire Acondicionado de enfriamiento de 2.63 kW y refrigerante R410

He

Generador Eléctrico

Características

5350 mm

-15 V a móvil 15 V Para proveer al laboratorio la capacidad mA a 22 mA de operar, In-situ, con 0.1 similares facilidades a las que posee un Laboratorio se hizo 10 Ohm apermanente, 200 Ohm necesario integrar a bordo del VALM, los equipos 1 Hz a 10 000 Hz descritos en la Tabla 4.

A 2340 mm

Front

Figura 5. Esquema de planta del laboratorio móvil. A-Calidad de gas. B- Magnitudes secundarias. C-Mantenimiento.

D-Multifuncional. E- Volumen de gas

Tabla 4. Equipos integrados como facilidades en el VALM

P11

Ciencia

4.2.

Aunque la suspensión acondicionada (que corresponde al segundo nivel de aislamiento de vibraciones) permitió reducir el nivel de impactos, durante el rodaje, a valores inferiores a 4 G, se implementó un tercer nivel de aisladores de vibración que permiten reducir en un mayor grado los impactos, tanto, para los equipos que se encuentran integrados de manera permanente al VALM, tales como: cromatógrafo, planta eléctrica, compresores, patrón volumétrico, etc., como para los equipos almacenados, pues los bancos de trabajo y gabinetes poseen anti-vibradores en el anclaje al VALM.

0.6 dm3/h @ 20.7 Mpa

Magnitud

Estrategia para Monitoreo de Desempeño

Desempeño obtenido en pruebas FAT y SAT

Volumen de Gas

Verificación periódica, mediante calibración de un medidor rotativo de transferencia

Ver Numeral 4.2.1

Composición de Gas C10+

Ajuste periódico multinivel, de factores de respuesta, utilizando 3 MRG. Monitoreo del tiempo de retención, ruido y deriva en la respuesta del microcromatógrafo

Ver Numeral 4.2.2

Para evaluar la estabilidad del Patrón de volumen se siguieron los lineamiento de COX [14], aplicables a comparaciones, obteniendo errores normalizados menores a 0.35 mediante lo cual se confirmó la reproducibilidad del Patrón de Volumen de M3Tlab, bajo las diversas condiciones de operación en laboratorio e in-situ.

Cod

LAB Piedecuesta LAB1 Piedecuesta LAB2 Piedecuesta PDT Piedecuesta BCB Barrancabermeja TNJ Tunja

Contenido de Comparación periódica En proceso de evaluación de desempeño Vapor de Agua con sensor de referencia Presión

Comparación entre manómetros electrónicos sobre su intervalo de operación común

Estabilidad en la reproducción

Temperatura

Comparación periódica con sensor de temperatura tipo RTD y reproducción del punto de hielo

Estabilidad en la reproducción

Magnitudes Eléctricas

Calibración periódica En proceso de evaluación con medidor-generador de desempeño multifunción

Fecha* MM-DD

Ciudad

Altitud [msnm]

02-26 02-28 03-01 05-05 04-24 05-07

1 000 1 000 1 000 1 000 100 2 950

Patm [kPa]

Tamb [°C]

HR [%]

90.06 90.08 90.47 90.52 100.36 70.62

921.4 21.3 20.9 25.5 28.5 13.2

55.1 50.4 52.1 63.5 77.5 88.4

* Año: 2013

Tabla 6. Condiciones de Prueba para el Patrón de Volumen de Gas2

Para suministrar una referencia grafica sobre el desempeño obtenido con el patrón de volumen, se presenta en la Figura 6, la desviación di (eje y) de los errores (Ei) en las múltiples calibraciones, respecto a los errores en la calibración inicial (di=0 eje y).

Tabla 5. Estrategia para monitoreo de Desempeño Metrológico

De las estrategias planteadas en la Tabla 5, se describen a continuación las más representativas, desarrolladas para el módulo de volumen y de calidad de gas.

0,5 0,4 0,3

4.2.1. Pruebas de Desempeño metrológico para el Modulo de Volumen de Gas

di= %Ei - Y

0,2

El Patrón de volumen fue integrado y sus medidores patrón e instrumentos de medición fueron caracterizados y calibrados en el Laboratorio del CDT de GAS, que se encuentra acreditado por el ONAC, según lineamientos de la norma ISO/IEC 17025 [13]. Para las pruebas FAT y SAT, se utilizó como dispositivo de transferencia, un medidor rotativo de doble lóbulo, con alcance de caudal de 1,6 m3/h a 250 m3/h, que fue especificado y adquirido como medidor de referencia para las verificaciones periódicas del Patrón de Volumen en M3Tlab. Este medidor fue previamente caracterizado en laboratorio para confirmar su robustez metrológica, y obtener los resultados de una calibración inicial (Ver Cod LAB en la Tabla 6), realizada bajo condiciones controladas de laboratorio. Los valores iniciales del error fueron asumidos como valores de referencia contra los cuales comparar las curvas de calibración posteriormente obtenidas en laboratorio e In-situ, bajo las condiciones ambientales descritas en la Tabla 6.

0,1 0,0 -0,1 -0,2 -0,3 -0,4 -0,5

0

50

100

150

200

250

Volumetric Flow [m3/h] LAB1

LAB2

PDT

BCB

TJN

Las líneas rojas horizontales corresponden a la incertidumbre de los errores iniciales, tomados como valores de referencia.

Figura 6. Desviación del error del medidor rotativo de transferencia

2

Los Resultados han sido desplazados ligeramente del caudal de prueba para facilitar su visualización.

P12

4.2.2. Pruebas de Desempeño metrológico para el Modulo de Calidad de Gas

Los resultados obtenidos, indicaron que la repetibilidad y la reproducibilidad son características de cada grupo de compuestos (Gases permanentes, HC livianos y HC pesados) y del intervalo de concentración del compuesto de interés. Por lo cual, se logró establecer una matriz para el monitoreo del desempeño del cromatógrafo en términos de repetibilidad (Tabla 8) y Reproducibilidad (Tabla 9).

El principal ensayo de calidad de gas implementado en M3Tlab, corresponde a la determinación de la composición C10+ en GN. Este ensayo es realizado mediante un microcromatógrafo que separa y detecta los compuestos del GN en un tiempo de 3 minutos, utilizando Helio como gas carrier. Este equipo posee un límite de detección de 1 ppm, un volumen mínimo de inyección de 1 μL y se encuentra constituido por cuatro módulos cromatográficos independientes que poseen la siguiente configuración:

5.

Aunque el principal objeto del desarrollo y aplicación de M3Tlab radica en el aseguramiento metrológico de los sistemas de medición de GN a pequeñas poblaciones y empresas con vulnerabilidad metrológica. Se tiene previsto su aprovechamiento para el desarrollo de estudios sobre el desempeño de calibraciones y ensayos In-situ, la formación de personal técnico (metrólogos) y la difusión de los beneficios de la metrología en la industria, dadas las facilidades de traslado, emplazamiento y operación bajo amplias condiciones ambientales.

• Column Hayesep A, 0,4m, Heated Injector, Backflush.

• Column CP-Sil 5 CB, 4m, Heated Injector, Backflush.

• Column CP-Sil 5 CB, 8 m, Heated Injector.

• Column MS5A PLOT, 20m, Heated Injector.

En la evaluación de desempeño del Microcromatógrafo, se utilizaron 3 RGM, preparados por método gravimétrico, con concentraciones sobre el intervalo previsto (ver Figura 1), incertidumbre en masa ≤ 1% y PRH ≤ 0°C. Las pruebas consistieron en la evaluación de la repetibilidad y reproducibilidad del área de repuesta del microcromatógrafo bajo las condiciones descritas en la Tabla 7.

Cod PDT BCB

Ciudad Piedecuesta Barrancabermeja

Altitud [msnm]

Patm [kPa]

Tamb [°C]

HR [%]

1 000 100

90.52 100.36

23.0 25.0

60.0 68.5

PROYECCIÓN

En el corto plazo se desarrollara una etapa pre-operativa en la cual se continuara la evaluación y el mejoramiento de los parámetros de desempeño metrológico de M3Tlab y se obtendrá la experiencia que permita iniciar procesos de comparación interlaboratorial para soportar las CMC declaradas y posteriormente solicitar la acreditación según los lineamiento de la norma ISO/IEC 17025 [13].

Tabla 7. Condiciones de Prueba para el Microcromatógrafo

Intervalos de 100 – 10 10 – 1 1 – 0,01 Concentración [cmol/mol] [cmol/mol] [cmol/mol]

0,01 – 0,0001 [cmol/mol]

Intervalos de 100 – 10 10 – 1 1 – 0,01 Concentración [cmol/mol] [cmol/mol] [cmol/mol]

0,01 – 0,0001 [cmol/mol]

Permanent gases

-

< 0,8

<6

< 10

Permanent gases

-

< 2,5

N/C

< 20

Heavy Hydrocarbon

-

< 0,5

<2

<5

Heavy Hydrocarbon

-

N/C

N/C

< 7,5

Light Hydrocarbon

< 0,2

< 0,2

<1

< 1,75

Light Hydrocarbon

< 0,35

< 0,5

< 2,5

N/C

%RSD máxima, obtenida al evaluar 3 RGM (dentro de los intervalos de concentración objetivo), con base en el promedio de tres inyecciones, realizadas en forma consecutiva.

%RSD máxima, obtenida al evaluar un RGM (dentro de los intervalos de concentración objetivo), con base en el promedio de tres inyecciones, realizadas en tres días consecutivos, apagando y reencendiendo el equipo cada día.

N/C Intervalo de concentración No Cubierto por el RGM utilizado en la prueba de reproducibilidad

Tabla 8. Repetibilidad [%RSD] en las Áreas de respuesta del Microcromatógrafo

Tabla 9. Reproducibilidad [%RSD] en las Áreas de respuesta del Microcromatógrafo

P13

Ciencia

Desarrollo de Laboratorio Móvil para Aseguramiento Metrológico de Calidad y Cantidad de Gas Natural tipo Transferencia de Custodia

6. CONCLUSIONES

[5] J. A. Angulo and J. F. Moreno, “Tecnologías Compactas y Móviles para Proveer Trazabilidad a Magnitudes Asociadas en la Medición de Transferencia de Custodia de Gas Natural,” CDT de GAS, Piedecuesta, Colombia, SOA INFG-11-VAR-134-1842, Aug. 2012.

• Se confirmó mediante las pruebas FAT y SAT, el desempeño previsto para las facilidades y equipos que fueron desarrollados o adquiridos y posteriormente integrados para brindar a M3Tlab la capacidad de operar in-situ con capacidades similares a las que poseen los laboratorios de metrología estacionarios.

[6] S. M. Hernández and F. O. Herrera, “Tecnologías Compactas y Móviles para la Medición de los Parámetros de Calidad del Gas Natural,” CDT de GAS, Piedecuesta, Colombia, SOA INFG-11-VAR-131-1842, Aug. 2012.

• Se demostró la eficacia de la suspensión acondicionada y los sistemas antivibratorios instalados para reducir: 1) el impacto durante el traslado del VALM y 2) las vibraciones causadas por las facilidades (generador eléctrico, aire acondicionado y compresores).

[7] “HINO 300 Series | Trucks | Products | HINO GLOBAL.” [Online]. Available: http://www.hino-global.com/ products/trucks/300.html.

[Accessed: 11-Jan-2013].

• Los resultados obtenidos sobre el desempeño metrológico de los procedimientos, y equipos de calibración y medición integrados en M3Tlab, que fueron evaluados durante las pruebas FAT y SAT, permitieron confirmar el cumplimiento de los requisitos metrológicos previstos cono alcance del Laboratorio Móvil

[8] S. P. Singh, A. P. S. Sandhu, J. Singh, and E. Joneson, “Measurement and analysis of truck and rail shipping environment in India,” Packaging Technology and Science, vol. 20, no. 6, pp. 381–392, Nov. 2007.

[9] G. O. Rissi, S. P. Singh, G. Burgess, and J. Singh, “Measurement and analysis of truck transport environment in Brazil,” Packaging Technology and Science, vol. 21, no. 4, pp. 231–246, Jun. 2008.

• Las pruebas de desempeño descritas en el presente paper corresponden a las más representativas, inicialmente ejecutas para validar el desarrollo obtenido. Sin embargo, un gran número de pruebas de diversa índole funcional y metrológica fueron ejecutas con resultados exitosos, pero debido a su extensión, serán descritas en detalle y de manera individual en otras oportunidades.

[10] V. Chonhenchob, S. P. Singh, J. J. Singh, S. Sittipod, D. Swasdee, and S. Pratheepthinthong, “Measurement and analysis of truck and rail vibration levels in Thailand,” Packaging Technology and Science, p. n/a–n/a, 2010.

7. REFERENCIAS [1] OIML TC 8/SC 7 Gas metering, “OIML R 140 Measuring systems for gaseous fuel.” OIML.

[11] T. T. Fu and D. Cebon, “Analysis of a truck suspension database,” International Journal of Heavy Vehicle Systems, vol. 9, no. 4, pp. 281–297, 2002.

[2] CREG, “Resolución CREG 071 de 1999 - Reglamento Único de Transporte.”

Diario Oficial, 1999.

[12] “Gravity Information System PTB.” [Online]. Available: http://www.ptb. de/cartoweb3/SISproject.php. [Accessed: 12-Jan-2013].

[3] OIML TC 8/SC Gas meters, “OIML R137 Gas meters Part 1: Metrological and technical requirements - Part 2: Metrological controls and performance tests.” OIML.

[13] ISO/IEC, “ISO/IEC 17025 Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y de calibración.”

ISO, 2005.

[4] O. Y. Salah and J. F. Moreno, “Facilidades para el Suministro Eléctrico de un Laboratorio Móvil de Metrología,” CDT de GAS, Piedecuesta, Colombia, SOA INFG11-VAR-135-1842, Aug. 2012.

[14] M. Cox, “The evaluation of key comparison data,” Metrologia, vol. 39, p.

589, 2002.

P14

The 16th International Flow Measurement Conference

Flomeko 2013 www.flomeko2013.fr

ParĂ­s 24 -26 Septiembre 2013

VERIFICACIÓN DE

MEDIDORES ULTRASÓNICOS A BAJA PRESIÓN

como una Solución Eficiente para procesos de confirmación sugerido en la ISO 10012

Henry Abril (habril@cdtdegas.com) Jose A. Fuentes (jfuentes@cdtdegas.com) Jorge Reyes (jreyes@cdtdegas.com)

Juan Manuel Ortíz (juanmanuel.ortiz@tgi.com.co) John Fredy Velosa (john.velosa@tgi.com.co)

Corporación CDT de GAS km 2 Via Refugio PTG, Piedecuesta - Colombia

Transportadora de Gas Internacional S.A. ESP Cra 34 No. 41-51 Bucaramanga - Colombia

Artículo disponible en Inglés www.cdtdegas.com La ciencia no es sino una perversión de si misma, a menos que tenga como objetivo final, el mejoramiento de la humanidad. Nicola Tesla, Inventor Austrohúngaro.

La actividad científica está orientada a satisfacer la curiosidad, y a resolver las dudas, acerca de cuáles son y cómo están organizadas las leyes de la naturaleza.

Seguros de que la comunidad científica nacional e internacional, utilizará la Revista MET&FLU como un medio para compartir los hallazgos de alta relevancia, cada semestre nuestros lectores encontrarán un tema de su agrado que facilitará la transferencia del conocimiento al ritmo que nuestra sociedad, nos lo exige.

Resumen: El proceso de confirmación metrológica aplicado a medidores de flujo ultrasónico, de acuerdo a los términos especificados en la norma ISO 10012, representa un gran desafío para las empresas de transporte de gas natural, como TGI S.A. ESP por ejemplo, la cual está interesada en establecer un Sistema de Gestión de Mediciones basado en esta norma internacional.

En este artículo, se describe una propuesta de control metrológico para su aplicación, exclusiva a medidores ultrasónicos (USM) operando a bajas presiones (presión atmosférica). Esta se basa en pruebas desarrolladas en dos (2) medidores DN150 (6”), nuevos y calibrados por primera vez en PIGSAR (Alemania) con gas natural a alta presión, como fluido de prueba, y caracterizados posteriormente con presión atmosférica en CDT de GAS (Colombia).

P16

Verificación de Medidores Ultrasónicos a baja presión como una solución eficiente para procesos de confirmación en la ISO 10012

INTRODUCCIÓN

programa de confirmación metrológica restrictiva debido a factores como:

Para las empresas de transporte de gas natural, las mediciones realizadas en cada punto de transferencia de custodia (de recibo o entrega), constituyen uno de los procesos claves para el cumplimiento de su objeto social, dado que a partir de estas se controla el balance del gas transportado y se factura el servicio de transporte.

a. La escasa disponibilidad en la región (Suramérica y Colombia particularmente) de laboratorios de calibración que alcancen los diferentes rangos de caudal y presión presentes en las redes de transporte locales.

Colombia cuenta principalmente con laboratorios de calibración operando con aire a presión atmosférica y solo un laboratorio opera con gas natural a aproximadamente 17 bar.

En Colombia, los aspectos regulatorios [1] relacionados con medición no se encuentran alineados con OIML R140 [2] en relación a las especificaciones del desempeño requeridas en los elementos que conforman un sistema de medición, sin embargo, dicha regulación si establece un desempeño global aplicable al sistema de medición, así como un límite de control para el balance de gas asociado a toda la red. A partir de estos aspectos se proyecta el aseguramiento metrológico de cada una de las magnitudes involucradas: presión, temperatura, volumen y contenido energético.

b. Los aspectos logísticos requeridos para el desplazamiento del medidor desde su ubicación al laboratorio. c. La necesidad de recurrir a conciliación de volúmenes de gas entre las partes debido a la ausencia de medidor de respaldo durante el proceso de calibración. d. Las inversiones requeridas y los costos de sostenimiento del modelo una vez implementado.

Llevar a cabo dicho aseguramiento metrológico dentro de estándares de clase mundial implica la realización de inversiones a diferentes niveles del proceso, mediante los cuales puedan cubrirse tanto los elementos instalados en campo como los resultados de medición obtenidos.

2.1. Prácticas comunes para confirmación metrológica en medidores de volumen

En este sentido, en Colombia desde el año 2007, la Transportadora de Gas Internacional (TGI) con el apoyo tecnológico de la Corporación CDT de GAS, han realizado esfuerzos para implementar de manera gradual, un sistema de gestión de las mediciones basado en el estándar internacional ISO 10012, que permita mejorar y mantener dentro de control, el balance de la red (328 sistemas de medición de transferencia de custodia a lo largo de más de 3957 kilómetros de tuberías), buscando obtener la mejor relación costo/ beneficio bajo una perspectiva de clase mundial.

2.

es

Para algunas tecnologías de medición empleadas en transferencia de custodia, tales como rotativos, turbinas y másicos tipo Coriolis, la problemática presentada anteriormente puede ser superada con relativa facilidad, considerando la disponibilidad de laboratorios de calibración que permiten evaluar el desempeño de los elementos de manera confiable bajo los estándares aplicables para cada tecnología en particular.

Sin embargo, para el caso de los ultrasónicos no hay un consenso en cuanto a la metodología que debe ser aplicada para la confirmación metrológica, lo cual queda en evidencia por la ausencia de lineamientos o recomendaciones que permitan establecer dichos periodos. Trabajos experimentales, como el presentado por C. Coull - E. Spearman [4] buscaron determinar el desempeño de los medidores ultrasónicos en el tiempo, a través de calibraciones periódicas, sin embargo, dichos estudios no fueron concluyentes en cuanto a las fuentes que ocasionaron las desviaciones encontradas y la posibilidad de predecir el comportamiento de otros medidores.

CONFIRMACIÓN METROLÓGICA

Para magnitudes como presión, temperatura y poder calorífico, la implementación de un programa de confirmación metrológica es viable técnica y económicamente bajo el contexto local, considerando la suficiente disponibilidad tanto de infraestructura metrológica como de mecanismos para su implementación.

No obstante, para el caso particular de medición de volumen de gas, la implementación de un

P17

Ciencia

1.

sistema de medición en relación al volumen total transportado por TGI:

Por otro lado, algunas iniciativas de estudio han logrado generar estrategias de confirmación metrológica para medidores ultrasónicos con aceptación en sectores particulares de la industria, tal es el caso de la estrategia descrita por Peterson – Lightbody [5], la cual es aplicada principalmente en UK. Dicha estrategia contempla que un USM nuevo debería ser calibrado seis meses después de colocarse en servicio, y seis meses después una segunda calibración y que si la diferencia FWME era menor a 0,3% (entre las dos calibraciones subsecuentes) el USM quedaría calificado para una frecuencia de calibración anual. Como complemento de la estrategia descrita anteriormente, se plantea la posibilidad de emplear las herramientas de diagnóstico de los medidores ultrasónicos como un medio para extender los intervalos de calibración.

Sistemas clase A: 26 sistemas de medición cuantifican el 80% de la totalidad del gas transportado. En estos sistemas se emplean principalmente medidores ultrasónicos y en menor medida medidores tipo turbina.

Sistemas clase B y C: 302 sistemas de medición cuantifican el 20% de la totalidad del gas transportado. En estos sistemas se utilizan principalmente medidores rotativos y turbinas y en menor medida medidores tipo Coriolis.

A partir de las prácticas de confirmación metrológica descritas anteriormente y de la distribución de los sistemas de medición de acuerdo con la capacidad de los mismos, se definieron dos escenarios diferentes para la implementación de confirmación metrológica, cada uno de los cuales cuenta con su estrategia particular

T. Kegel y S. English [3], advierten que en ninguna de las ediciones del Reporte AGA No. 9 se especifican estos intervalos, razón por la cual desarrollaron un interesante modelo matemático predictivo para estimar la posible desviación del medidor en el tiempo, el cual facilitaría la estimación de periodos de recalibración de medidores ultrasónicos teniendo como datos de entrada, el tamaño del medidor, la velocidad media del fluido medido y el periodo de recalibración actual.

Sistemas Clase A La estrategia consiste en aprovechar los procesos de actualización tecnológica de sistemas de medición para implementar medición con ultrasónicos cuya tecnología permita la verificación a presión atmosférica. Esto permite sacar provecho de las facilidades de calibración disponibles localmente.

Finalmente, es de resaltar que desarrollos sobre medición ultrasónica, como el uso de transductores que permiten el acople de las ondas a baja presión, han abierto la posibilidad de realizar la confirmación metrológica de estos medidores empleando facilidades de calibración con aire a presión atmosférica, tal como lo plantean [6], podría prever que la calibración de medidores de gas a baja presión podría sustituir la calibración a alta presión, al menos parcialmente, en particular para los procesos de recalibración, considerando por supuesto, la comparabilidad de resultados entre la calibración a alta y a baja presión. Y las ventajas económicas de esta alternativa.

2.2.

Sistemas Clases B y C Desarrollo de una facilidad de calibración móvil que permita realizar los procesos de confirmación metrológica in-situ. Dicha facilidad, denominada M3Tlab [7], fue desarrollada en conjunto entre TGI y el CDT de GAS y se encuentra actualmente en una etapa preoperativa para validar su desempeño con miras a obtener acreditación ISO 17025.

3.

Estrategia de TGI para la implementación de ISO 10012 a la medición de volumen de gas:

ESTRATEGIA DE CONFIRMACIÓN METROLÓGICA PARA SISTEMAS DE ALTO IMPACTO

Considerando lo descrito anteriormente, a continuación se describe un estrategia para llevar a cabo el proceso de confirmación metrológica con aplicación exclusiva para USM. Dicha estrategia se basa principalmente en la habilidad que poseen algunos medidores ultrasónicos de acoplar la señal de sus transductores a baja

Teniendo en cuenta la amplia variedad de sistemas de medición presentes en la red de transporte de TGI, no es posible definir una estrategia unificada aplicable a toda la infraestructura, lo cual se puede evidenciar mediante un análisis de Pareto, a partir del volumen medido por cada P18

presión y que por tanto podrían ser evaluados metrológicamente, en facilidades que operan a presión atmosférica, mitigando el efecto de las limitantes de infraestructura de la región y disminución de costos de aseguramiento. En la Figura 1 se presentan las diferentes etapas que conforman la estrategia. El proceso de confirmación metrológica del USM inicia inmediatamente después de la adquisición del medidor:

ESTRATEGIA DE CONFIRMACIÓN METROLÓGICA BASADA EN ISO 10012

Calibración Inicial

Etapa 1

Periodo mensual

Periodo bianual

Periodo no definido

Diagnostico e Inspección

Se realizan las calibraciónes del medidor, que incluyen tanto la calibración del medidor a la condiciones estimadas de operación (Entre 17 y 70 bar con gas natural) como la calibración a presión atmosférica para evaluar la comparabilidad de los resultados a diferentes condiciones de operación.

Detección de anomalía

Verificación a baja presión Fuera de límite de control

Recalibración Fuera delímite AGA 9

Etapa 2 IDENTIFICACIÓN E IMPLEMENTACIÓN DE OPORTUNIDAD DE MEJORAS

Contempla las actividades de diagnóstico (a través de los parámetros de desempeño disponibles en los USM) e inspección ejecutadas de forma periódica (mensualmente) con el objeto de evidenciar el correcto funcionamiento del medidor, condiciones de proceso aceptables, y parámetros de desempeño dentro de los límites permisibles (ej. SNR, Performance, SOS, etc.).

Si los resultados obtenidos están fuera de los límites establecidos, se da paso a la etapa de verificación a baja presión.

Figura 1. Propuesta de Estrategia para Confirmación Metrológica en USM

Etapa 3

Etapa 4

Verificación, representa el elemento de mayor importancia en la estrategia, consiste en la calibración del USM a presión atmosférica con aire y la comparación del resultado con los registros anteriores. Si se confirma que los dos resultados poseen un grado de equivalencia aceptable, se considera que la curva de la calibración a alta presión es aún valida. Si los resultados no cuentan con un grado de equivalencia aceptable y en el proceso de verificación se han mantenido controladas las consideraciones especiales que soportan las hipótesis, se hace necesario la recalibración en la facilidad a alta presión. La actividad de verificación se realiza cuando se ha cumplido un período de cinco años o cuando se detectan desviaciones en los parámetros de desempeño del USM.

Por último, la actividad de recalibración a alta presión con gas natural, ésta solo será realizada cuando se detecte una desviación por fuera de los límites en la actividad de verificación.

La implementación de la estrategia descrita anteriormente se fundamenta en la confirmación de dos hipótesis relacionadas con la equivalencia de los resultados: Hipótesis 1: Si los resultados de calibración del USM a alta presión con gas natural y a baja presión con aire atmosférico poseen un grado de equivalencia aceptable, la verificación posterior a baja presión puede ser usada como herramienta para confirmar si el desempeño del USM se mantiene de acuerdo con los resultados de la calibración a alta presión.

P19

Ciencia

Verificación de Medidores Ultrasónicos a baja presión como una solución eficiente para procesos de confirmación en la ISO 10012

a Colombia con aire a presión atmosférica en el laboratorio del CDT de GAS1 , antes de su puesta en operación. En febrero de 2013 nuevamente fue verificado en el CDT de GAS mediante calibración a presión atmosférica.

Hipótesis 2: Si los resultados del proceso de verificación, mediante la ejecución periódica de calibraciones a bajas presiones, cuentan con un grado de equivalencia aceptable, dichos resultados pueden ser usados como soporte para extender el tiempo de validez de la calibración a alta presión, considerando bajo control metrológico los posibles factores de influencia en el método aplicado.

4.1. Equivalencia de resultados a alta y baja presión: calibraciones iniciales en laboratorios.

La calibración inicial fue realizada a condiciones similares a las de operación (alta presión: 13,79 bar -200 psig-) en PIGSAR Alemania. La calibración a a l t a pr e s i ó n y l a c a r a c t e r i z a ci ón a presión atmosférica fueron ejecutadas con los tubos de medición aguas-arriba y aguas-abajo para mitigar efectos de “condiciones diferentes de instalación” y posible efectos de desalineamiento descritos en la referencia [4]. Durante los procesos de calibración y caracterización se generaron los reportes de autodiagnóstico necesarios para su uso como línea base, junto con los resultados de calibración y caracterización a baja presión, los cuales permitirán evidenciar posteriormente posibles desviaciones. Los resultados de las calibraciones a alta presión con gas natural y la calibración con aire a presión atmosférica del medidor objeto de evaluación (adquirido en 2011), se muestran en la Figura 2.

Teniendo en cuenta las variables involucradas y los diferentes factores que pueden influenciar los resultados obtenidos en el proceso de verificación, se definieron las siguientes consideraciones y aclaraciones para el desarrollo práctico de las hipótesis descritas anteriormente: a. El laboratorio que realiza la calibración con aire a baja presión cuenta con acreditación bajo los lineamientos dados en la ISO 17025 y ha desarrollado ensayos de aptitud. b. Dentro de las fuentes de incertidumbre de calibración a baja presión, están incluidas aquellas asociadas a la estabilidad en el tiempo y la reproducibilidad de los resultados con el banco, por tanto los limites utilizados para evaluar la equivalencia de los resultados, tienen inmerso el efecto de una probable dispersión de los datos por dichos aspectos.

Con el objeto de evaluar la equivalencia de resultados obtenidos con el medidor a diferentes condiciones de operación, se realizó un análisis comparativo entre los resultados de calibración emitidas por PIGSAR y las obtenidas en el laboratorio del CDT de GAS.

c. En la evaluación de los resultados descrita a continuación, se aprovechó el modelo matemático de error normalizado usado en ensayos de aptitud, como un indicador estadístico del desempeño de los resultados en el tiempo. d. La metodología empleada en el proceso de verificación, tanto inicial como posterior, contempla el control de los factores externos que puedan afectar el desempeño del medidor.

4.

RESULTADOS OBTENIDOS

Con el objeto de validar la implementación de la estrategia se realizaron ensayos y se obtuvieron evidencias de desempeño con un medidor DN150 (6”). Éste fue adquirido en el 2011 en Alemania, con calibración a alta presión en PIGSAR caracterizándose inmediatamente después de su llegada

Figura 2. Curvas de calibración de PIGSAR (alta presión) y CDT de GAS (presión atmosférica)

1

Acreditado por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia -ONAC, basado en lineamientos ISO/IEC 17025

P20

low pressure using atmospheric air and high pressure using In order to evaluate the equivalence of the results obtained cación de Medidores Ultrasónicos a baja presión como una natural gas.. with a meter at different operating conditions, aVerifi comparative eficiente para procesos de confirmación en la ISO 10012 analysis between calibration results obtained solución

by PIGSAR This resultThe is shown graphically by using the value Figure and CDT de GAS was performed CDT de GAS. meter’s evaluation(figure using3)this criterion De manera gráficathe Figura1 3) resultadoas the and C Para el análisis comparativo de los resultados, se pretends of the dividend of(Ver equation (total to evidence robustness of este theuncertainty) verification se puede visualizar usando comoto límite permiutiliza el error el analysis cual esisestimado permissible limit value be evaluated The standard error normalizado, in the comparative used. This process with time.

In caseand thatthe a non-comparable result is is the sible el valor del denominador en la ecuación 1 each para cada caudal, y representa el grado de equidifference between percentage errors reported by error is estimated for each flow rate and represents the issued, the methodology cannot be applied. laboratory.

(Incertidumbre total) y como valor a evaluar lo valencia entre dos condiciones. equivalence degree las between the two conditions.

correspondiente al numerador (diferencia entre

Ecuation1 1 Equation

Donde,

Percentage error – CDT de GAS laboratory – low pressure Error porcentual Percentage error- –laboratorio PIGSAR – del high CDTpressure de GAS- Baja presión Error porcentualuncertainty - laboratorioof Expanded de PIGSAR – Alta presión calibration reported by CDT de Incertidumbre Expandida de GAS calibración reportada por of Expanded uncertainty CDTcalibration de GAS reported by PIGSAR

XCDT de GAS

XCDTXde GAS PIGSAR

XPIGSAR UCDT de GAS UCDT de GAS UPIGSAR

Incertidumbre Expandida de

UPIGSAR

calibración PIGSAR The result is evaluated by usingreportada the followingpor criterion: En <1

The result is considered comparable

1<En<1,2 esThe result is utilizando considered comparable El resultado evaluado el siguiente with cautions criterio: En>1,2 En <1 1<En<1,2 En>1,2

The result is considered nonEl comparable resultado se considera comparable Caracteristicas Medidor

El resultado se considera comparable con reserva El resultado se considera no comparable

La evaluación con este criterio busca evidenciar la capacidad del medidor para brindar un desempeño similar a alta y baja presión. Si el resultado de la evaluación es no comparable, puede deberse a que el medidor bajo ensayo presenta diferencias significativas de trabajar a alta y baja presión o que existen desviaciones entre las facilidades de calibración, por tanto esta condición no es concluyente y la estrategia actual no sería aplicable.

En la Tabla 1 se presentan los errores normalizados para el medidor objeto de evaluación, siendo todos inferiores a uno (1), mediante lo cual podría afirmarse que para este caso específico, existe equivalencia entre las calibraciones En <1 El resultado se considera reportadas (cumplimiento decomparable la primera hipóEl resultado se considera comparable con reserva 1<En<1,2 tesis) a baja presión con aire atmosférico y alta El resultado se considera no comparable En>1,2con gas presión natural.

4.2.

La verificación del USM es realizada mediante la ejecución de calibraciones a baja presión en el laboratorio del CDT de GAS. La evaluación con este criterio busca evidenciar la robustez del Simila proceso de verificación en el tiempo. En caso de than o que el resultado sea no comparable, la metodo T logía no podría aplicarse.

(2 Los resultados analizados corresponden al th medidor entre la verificación inicial realizada is The results 1, shown correspond the meter 1, between the en 2011 y una performed verificación posterior Febrero Based initial verification in 2011 and aensubsequent 4.2.

Results of4).verifications in CDT de GAS de 2013.

Figura verific verification in(Ver February 2013 (See

PIGSAR

m3 /h 32 80 238 393 641 1126 1611

XCDT - XPIGSAR %

Ecuación Equation 2 2 Where,

0,46 -0,43 -0,07 -0,01 0,11 -0,03 0,11

EN %

0,87 0,51 0,27 0,23 0,24 0,23 0,34

0,53 -0,85 -0,26 -0,03 0,46 -0,14 0,33

Tabla 1. Errores normalizados calculados para comparación entre calibración alta y baja presión.

Percentage error – CDT de GAS laboratory – initial verification Percentage error – CDT de GAS laboratory – latter calibration Expanded uncertainty of initial calibration reported by CDT de GAS Expanded uncertainty of latter calibration reported by CDT de GAS

Initial XPosterior Uinitial UPosterior

Figura 3. Diferencia de errores

Table 2. Standard errors calculated between initial and latter

verification using air at atmospheric pressure 2,00 2,00

CDT de GAS 2011

Ref.

0,50 0,00 -0,50 -1,00 -1,50 -2,00

CDT de GAS 2013

CDT DE GAS - 2013

1,50 1,00

U[CDT,PIGSAR] %

eviden

Para confirmar la equivalencia entre calibración deviat The USM verificationposterior is performed carrying outdetests in calibración a by un the período results Ininicial order toyevaluate the equivalence between initial and the low-pressure atmospheric-air calibration facilities at tiempo, se evaluó de manera similar como se deviat latter calibration in a period of time, the evaluation was ejecuta similarly para evaluación a diferentes performed as it is carried out to presiones, evaluate at 5. C con elpressures, algoritmo detheerror normalizado: different using algorithm of standard error:

Error Error Promedio Promedio [%] [%]

Caudal

laboratory.

Figure 4).

CDT DE GAS - 2011

Ref.

Resultados de las verificaciones en laboratorio del CDT de GAS.

CDT DE GAS 2011

Where,

atmospheric pressure CDT and PIGSAR laboratorio).

Ciencia

Figure 4.

Initial latter calibrationreportados curve CDTpor de GAS – 3. and Curve representing the erroratdifference between los Figure errores porcentuales cada

0

200

Caudal

X2013 - X2011

m 3 /h 32 80 238 393 641 1126 400 1611

% 0,41 0,79 0,34 0,07 -0,06 0,01 600 800 1000 -0,15 Caudal Promedio [m3/h]

U[2013,2011] % 1,08 0,84 0,37 0,30 0,29 0,29 0,311200

EN % 0,38 0,94 0,93 0,25 -0,20 0,03 1400 -0,47

Figura 4. . Curvas de calibración inicial y posterior CDT de GAS – presión atmosférica

P21

1600

The m docum confid metro As fo possib results atmos perfor allows detrim 6.

R

[1]. R [2]. O F [3]. C O F F [4]. S M F [5]. V M p IS [6]. M

Donde, Inicial

5.

Error porcentual - laboratorio del CDT de GAS- verificación inicial Error porcentual - laboratorio del CDT de GAS- verificación posterior Incertidumbre Expandida de calibración inicial reportada por CDT de GAS Incertidumbre Expandida de calibración posterior reportada por CDT de GAS

XPosterior Uinicial UPosterior

La estrategia de confirmación metrológica planteada en este documento es una alternativa que brinda un nivel de confianza aceptable sobre las mediciones y se ajusta a la infraestructura metrológica disponible en la región.

Para el caso específico del medidor evaluado, fue posible evidenciar la habilidad que dicho instrumento posee para brindar resultados comparables operando a alta presión con gas natural y presión atmosférica con aire, aspecto que puede ser aprovechado para realizar verificaciones intermedias a baja presión, este hecho permite disminuir los costos de aseguramiento de los medidores, sin sacrificar calidad en los resultados.

Así mismo, en la Tabla 2 y Figura 5 se evidencian los errores normalizados, menores a uno (1), mediante lo cual se puede afirmar que: Existe una equivalencia entre la verificación inicial con aire a presión atmosférica (2011) y la verificación posterior (2013), por lo tanto se puede confirmar que la calibración a alta presión sigue siendo válida.

6.

Con base en los resultados de los diagnósticos y los resultados de verificación inicial y posterior a baja presión, para este caso específico se obtuvo una primera evidencia que confirma de manera a priori, que si no se presenta desviaciones fuera de los límites permisible en los resultados de diagnóstico, el desempeño del medidor no presenta desviación apreciable y por tanto el periodo de verificación podría ampliarse.

Ref.

Caudal 1,50

CDT DE GAS 2011 Error Promedio [%]

1,00

m3

/h

CDT de GAS 2011

XCDT - XPIGSAR %

-2,00

0

EN %

1,08 0,84 0,37 0,30 0,29 0,29 0,31

0,38 0,94 0,93 0,25 -0,20 0,03 -0,47

0,41 0,79 0,34 0,07 -0,06 0,01 -0,15

32 80 0,00 238 -0,50 393 -1,00 641 1126 -1,50 1611 0,50

200

400

600

800

CDT de GAS 2013

U[CDT,PIGSAR] %

[2].

OIML R140 :2007 - Measuring Systems For Gaseous Fuel [3].

T. Kegel and S. English, “A proposed Ultrasonic Meter Calibration Interval Tool”, International North Sea Flow Measurement Workshop, 2011.

1000

1200

1400

[4].

C. Coull and E. Spearman, “Practical Experiences Of Operating Small Bore (4”) Gas Ultrasonic Meter for Fiscal Measurement ona FPSO”, International North Sea Flow Measurement Workshop, 2008.

[5].

S. Peterson and C. Lightbody, “On line Condition Based Monitoring of Gas USMs”, International North Sea Flow Measurement Workshop, 2008.

1600

Caudal Promedio [m /h] Tabla 2. Errores normalizados calculados para comparación entre verificación inicial y verificación posterior con aire a presión atmosférica 3

REFERENCIAS [1].

Reglamento único de Transporte RUT - CREG

CDT DE GAS - 2013

2,00

CONCLUSIONES

[6].

V. Herrmann, M. Wehmeier, T. Dietz, R. Kramer and B. Mickan, “A new los pressure calibration facility using 8-path ultrasonic meters as working standards”, 6th ISFFM, 2006.

[7].

Figura 5. Curva de diferencias de errores entre CDT inicial (2011) y CDT posterior (2013).

P22

M3Tlab. www.m3tlab.com

13

C orporaci贸n CDT d e G AS a帽os c o n st r u y e n d o u n a

C u l t u ra d e M e d i c i o n e s c o n f i a b l e s e n C o l o m b i a

DARÍO ALEJANDRO LOZA GUERRERO (1960 - 2013)

Ingeniero en Aeronáutica egresado de la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica (ESIME) perteneciente al Instituto Politécnico Nacional de México.

Desde 1992, formó parte del equipo de trabajo del Centro Nacional de Metrología de México CENAM en la especialidad de medición de flujo de líquidos. Dentro de sus múltiples aspectos profesionales por resaltar, se destaca la estancia de trabajo en el Grupo de Flujo de Fluidos del National Institute of Standards and Technology - NIST de los Estados Unidos de Norteamérica, que permitió el desarrollo del proyecto “Diseño y Establecimiento del Sistema Primario de Medición de flujo de Líquidos en México”, a partir del cual, y gracias a su talento, dedicación y amor por la mecánica de fluidos, se hizo realidad la consecución del Patrón Nacional de Flujo de Líquidos de México (PNFL), empleado desde 1997 para calibrar medidores de flujo de las industrias: petrolera, petroquímica, textil y de producción de energía, entre otras, brindando trazabilidad al Sistema Internacional de Unidades.

Desde la óptica personal y espiritual, ALEX se destacó por ser una persona dedicada y responsable con todo aquello que se comprometiera, entre ellos, por supuesto con su Hermosa Familia; ALEX fue integro en su actuar, con altísimo respeto por los demás y con el innegable “don de gentes” que lo caracterizaba, y que cada día lo invitaba a brindar más de sí, para el bien de los demás… entre otras, creía firmemente que Colombia merecía contar con su propia infraestructura metrológica para garantizar mediciones confiables y por ello contribuyó firmemente para lograrlo a través del CDT de GAS. De verdad que quienes tuvimos el placer de conocer a ALEX, tuvimos la fortuna de aprender de Él en todos los campos de su actuación.

En una lástima su partida, pero DIOS quiso tenerlo más cerca y lo llamó a su Reino el pasado de febrero del 2013.

PAZ EN SU TUMBA, ALEX. MUCHAS GRACIAS NOS HAS DEJADO UN LEGADO IMBORRABLE Y POR SIEMPRE SERÁS UN EJEMPLO A SEGUIR

¡DESCANCE EN PAZ!!!

Medidores Ultrasónicos

Empleados en las Mediciones

de Flujo de Hidrocarburos Líquidos — Experiencia Mexicana —

Dario A. Loza Guerrero (aloza@cenam.mx) Centro Nacional de Metrología CENAM Municipio del Marqués, Querétaro, México

Todas las teorías son legítimas y ninguna tiene importancia. Lo que importa es lo que se hace con ellas. Jorge Luis Borges (1899-1986) Escritor argentino

Conjunto de teorías y de técnicas que permiten el aprovechamiento práctico del conocimiento científico, orientados a producir bienes y servicios de utilidad económica, social, y política.

En esta sección, cada semestre, expertos nacionales y/o extranjeros, ofrecerán artículos técnicos que buscan sensibilizar a nuestros lectores, acercándolos con conocimiento, a la aplicación de la metrología en las diferentes actividades de nuestra sociedad.

Resumen Este artículo describe brevemente la tecnología, las características metrológicas y las aplicaciones de los medidores de flujo ultrasónico de múltiples trayectorias utilizados en sistemas de medición de transferencia de custodia de productos terminados, así como, las pruebas de aprobación de modelo efectuadas por el CENAM, los métodos y sistemas de calibración empleados con estos sistemas de medición.

P26

Medidores ultrasónicos empleados en las mediciones de flujo de hidrocarburos líquidos - Experiencia Mexicana INTRODUCCIÓN

La Industria Petrolera Mexicana un elemento determinante en la conformación del precio de venta al público. Por ejemplo, para los combustibles automotores como la gasolina, el monto del impuesto especial a la producción y servicios (IEPS) y el impuesto al valor agregado (IVA) entre otros, representa más del 50 % del precio pagado en una estación de servicio por los consumidores.

Las últimas dos décadas han sido testigos de importantes avances en la medición de flujo y volumen en la industria petrolera mexicana. Los trabajos realizados por Pemex – Refinación, el Centro Nacional de Metrología (CENAM) y los Laboratorios Secundarios Acreditados, han permitido fortalecer las estrategias que aseguran la confiabilidad en las mediciones de transferencia de custodia, manejando incertidumbres de medición adecuadas a cada aplicación.

Todos los sistemas de medición utilizados para cuestiones fiscales o comerciales, deben de ajustarse a normas internacionales aceptadas por los organismos gubernamentales. Las normas de medición de flujo de fluidos han sido desarrolladas a través de muchos años y la revisión para introducir nuevas tecnologías es un proceso rígido y lento.

El nivel de producción de hidrocarburos en México - crudo, condensados y líquidos del gas - alcanzó un total de 3 millones 477 barriles1 diarios durante el 2007 (promedio hasta diciembre de 2007), de los cuales aproximadamente el 52 % se destina para consumo interno. Las reservas probadas al 31 de diciembre de 2007 eran de 14,7 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente2 .

Medir el flujo de fluidos no es en definitiva una tarea sencilla, para obtener una buena estimación del mensurando (esto es, el flujo volumétrico – gasto - o flujo másico que circula a través de una tubería, o la cantidad de volumen o masa que ha sido transferida) es necesario considerar que éste posee atributos o propiedades físicas que afectan no solamente su valor, sino que pueden afectar el funcionamiento del equipo o instrumento que intentará medirlo.

En cada etapa de transferencia, cada litro de petróleo tiene que ser contabilizado, entre los organismos subsidiarios - Exploración y Producción, Refinación, Gas y Petroquímica Básica, Petroquímica y PMI Comercio Internacional -, las transnacionales, las estaciones de servicio y el consumidor.

Por esta razón, es muy importante que quién esté involucrado en la medición de flujo de fluidos tenga una idea muy clara del significado e influencia de las propiedades físicas de los fluidos y las condiciones de instalación.

Los medidores de flujo se emplean en cada operación de este proceso, como son el control, indicación de condición, alarma, hasta lo que probablemente es la aplicación más importante, la transferencia de custodia 3 del fluido - desempeñando el papel de una caja registradora en la industria en la que los medidores de flujo de todos los tipos y tamaños desempeñan un papel indispensable.

La simbiosis de los microprocesadores4 , computadores de flujo, con los sistemas de medición de flujo han tomado ya su lugar en el campo de la medición de flujo no sólo controlando el proceso, sino que también, haciendo frente a los cambios en condiciones de operación de los sistemas de medición compensando los efectos de las magnitudes de influencia.

Aparte de los intereses comerciales de la industria del petróleo, el gobierno mexicano depende fuertemente de los ingresos petroleros vía los impuestos. En algunos casos, los impuestos son

1

1 barril = 158,9873 litros 1 barril de petróleo crudo = 141,6 m3 de gas natural (equivalencia de energía).

3 La medición transferencia de custodia de fluidos es el tipo de medición que esta asociado con la compra, venta o pago de impuestos

de un fluido dado. El propósito de la medición de transferencia de custodia de fluidos es llevar a cabo mediciones con un error sistemático igual a cero y un error aleatorio mínimo.

2

4

Un Microprocesador es un dispositivo que en el ámbito de la computación es capaz de manejar información y contener en memoria los datos por medio de microcircuitos electrónicos integrados.

P27

Tecnología

1.

ámbito de la computación es capaz de manejar información y contener en memoria los datos por medio de microcircuitos electrónicos integrados.

5 5 Es importante destacar, la resultado trazabilidad Trazabilidad: propiedad que de un de de un sistema no esta garantizada medición por de la medición cual el resultado puede ser por el hechoa de existencia de un certifi cado relacionado unalareferencia establecida mediante resultado de de ouna informe calibración 6 .y Un cadenade ininterrumpida documentada calibraciones, cada una de sólo las cuales contribuye medición es consistente, cuando posee ao la incertidumbre de medida satisface los siguientes criterios:

•

El instrumento o sistema de medición fue

calibradopara con patrones tienen trazabiProceso establecerque bajo condiciones lidad a los patrones nacionales. especificas, la desviación (error) de los valores de un instrumento y los valores correspondientes de un • Los resultados de la calibración del sistema patrónde conocido.

Lasson razones para la calibración de medición aplicados. los medidores de flujo son: 1. Establecer trazabilidad hacia los se patrones nacionales, 2.

• El instrumento mantiene bajo las condiciones de programas operación que prevalecieron Formar parte de los de aseguramiento durante la calibración en sitio.disputas, 4. de las mediciones, 3. resolver Comprobar las especificaciones del fabricante, 5.

• El sistema delas medición es sometido a un Detectar efectos de de verifi condiciones de instalación, programa caciones apropiado para 6. Mejorar las la especificaciones no los calibradas, 7. asegurar confiabilidad de resultados 6

petróleo: Medidores de flujo másico tipo Coriolis y.

Medidores ultrasónicos de múltiples canales (trayectorias), UFM.

1. Medidores flujo ultrasónico de 4 canales Fig. 1Figura Medidores de flujodeultrasónico de 4 canales

empleados la comercialización crudomexicano. mexicano. empleados en laencomercialización deldel crudo

detectar condiciones de cambio del medidor con El uso de los medidores de flujo ultrasónico respecto al tiempo y 8. Certificación.

en la industria mexicana del petróleo se ha incrementado en los últimos años. Los medidurante su operación. dores ultrasónicos de múltiples trayectorias (3 a Si alguno de los puntos anteriores no se cumple,2 / 22 5) están siendo empleados exitosamente en aplicaciones de transferencia de custodia de hidrocualquier declaración de incertidumbre de medicarburos líquidos - crudo y en el transporte de ción pierde su validez. productos terminados a través de poliductos -.

La medición de flujo, es probablemente el parámetro más empleado en la producción y en los procesos de operación, donde diferentes medidores de flujo pueden ser empleados en la medición y la elección del medidor no está regulada; en la práctica, la industria aún prefiere mantener los métodos de medición tradicionales: • • •

2.

ULTRASONIDO

Se llama ultrasonido a las ondas acústicas de frecuencia mayor a 20 000 hertz [1]7 .

2.1. Espectro acústico

Placas de orificio, Medidores de flujo tipo turbina, y Medidores de desplazamiento positivo.

1014 1013

Hipersonidos

1012

Existe otro grupo de medidores de flujo que han sido introducidos especialmente en la industria del petróleo: • •

Medidores de Flujo Ultrasónicos

1010 108 10

6

2 MHz

Ultrasonido

104

Medidores de flujo másico tipo Coriolis y Medidores ultrasónicos de múltiples canales (trayectorias), UFM.

10

2

1

Líquidos 500 MHz

Audible

Gas 175 MHz

Infrasonido

Figura 2. Nótese que la figura ofrece información únicamente de las frecuencias; las longitudes de onda dependen del medio (velocidad de las ondas) a través del cual se mueven las ondas acústicas.

5

Trazabilidad: propiedad de un resultado de medición por la cual el resultado puede ser relacionado a una referencia establecida mediante una cadena ininterrumpida y documentada de calibraciones, cada una de las cuales contribuye a la incertidumbre de medida.

6 Proceso para establecer bajo condiciones especificas, la desviación (error) de los valores de un instrumento y los valores correspondientes de un patrón conocido. Las razones para la calibración de los medidores de flujo son: 1. Establecer trazabilidad hacia los patrones nacionales, 2. Formar parte de los programas de aseguramiento de las mediciones, 3. resolver disputas, 4. Comprobar las especificaciones del fabricante, 5. Detectar efectos de las condiciones de instalación, 6. Mejorar las especificaciones no calibradas, 7. detectar condiciones de cambio del medidor con respecto al tiempo y 8. Certificación.

2.2. Velocidad del sonido en distintos medios La velocidad de propagación depende de la rapidez con que el movimiento pasa de una partícula a su vecina; por consiguiente, depende

del valor de la aceleración de la partícula vecina,

provocada por la tensión elástica originada por la oscilación de la partícula responsable.

7

Los números indicados entre corchetes indican el número de la referencia.

P28

La velocidad de propagación es mayor cuando tanto mayor es el modulo de elasticidad del material y por otra parte es menor cuanto mayor es la densidad del material.

Los ultrasonidos se engendran básicamente por dos métodos: a) Magnetostricción y b) piezoelectricidad.

Resulta, que la velocidad de propagación de una onda elástica aumenta al crecer el módulo de elasticidad y disminuye al aumentar la densidad del medio.

2.3.1 Magnetostricción.

Imanación alternante de una varilla de acero que sufre minúsculas oscilaciones, cuya frecuencia es igual a la de la corriente alterna empleada en la imanación.

La velocidad del sonido en el aire, y en los gases en general (es decir, la velocidad de propagación de las ondas elásticas longitudinales) resulta considerablemente menor que la que se observa en los líquidos y en los sólidos.

2.3.1 Magnetostricción. alternante de una varilla de acero que SiImanación la frecuencia de la corriente coincide, sufre minúsculas oscilaciones, cuya frecuencia es además, con una de las frecuencias con que igual a la de la corriente alterna empleada en la laimanación. varilla de acero puede efectuar espontáneamente sus oscilaciones, se tiene resonancia Si la frecuencia de la corriente coincide, además,y como resultado se obtienen oscilaciones de concon una de las frecuencias con que la varilla de siderable intensidad.

Se obtienen frecuencias acero puede efectuar espontáneamente sus del orden de los 100 000 hertz. y como resultado oscilaciones, se tiene resonancia se obtienen oscilaciones de considerable intensidad.

Imanación: de del un campo magnético en Se obtienencreación frecuencias orden de los 100 000 un cuerpo mediante la acción de un campo maghertz. nético o eléctrico.

Imanación: creación de un campo magnético en un cuerpo mediante la acción de un campo magnético 2.3.2 Piezoelectricidad. o eléctrico.

Esto se debe a que el módulo de elasticidad del volumen de un gas es mucho menor que el de los líquidos y el de los sólidos y la densidad de los gases es menor que la de los líquidos y los sólidos.

Sólidos (ondas longitudinales - ondas) Acero Vidrio Berilio

5 900 m/s - 3 200 m/s 5 600 m/s - 3 300 m/s 12 900 m/s - 8 900 m/s

2.3.2 Piezoelectricidad.

Determinados cristales, por ejemplo, el cuarzo, Determinados cristales, de porcontraerse ejemplo, el bajo cuarzo, tienen la propiedad la tienen la propiedad de contraerse infl uencia de un campo eléctrico.bajo la influencia de un campo Ahora bien, eléctrico. si se coloca un cristal de cuarzo Ahora bien, se coloca un cristal cuarzo tallado de unsimodo apropiado en de forma de tallado placa, de un un campo modo apropiado formade dealta placa, en un en eléctrico en alterno frecuencampo eléctrico alterno de alta frecuencia, cia, procurando que la frecuencia de la corriente procurandocoincida que la con frecuencia de “frecuencias la corriente empleada una de las empleada coincida con una de las “frecuencias naturales” ésta efectúa oscilaciones de la citada naturales” ésta efectúa oscilaciones de la citada frecuencia. frecuencia.

Con una placa de cuarzo de 1/10 mm de Con una placa de cuarzo de 1/10 mm de espesor se espesor se obtiene en la oscilación fundamental obtiene en la oscilación fundamental una frecuencia una frecuencia de 30 000 kHz y dependiendo de 30 000 kHz y dependiendo del espesor de la del espesor de la de cuarzo, ha llegado placa de cuarzo, seplaca ha llegado inclusose 1 000 MHz. incluso 1 000 MHz.

Líquidos Agua Metanol Kerosina Glicerina

1 480 m/s 1 100 m/s 1 320 m/s 1 900 m/s

Gases Aire Cloro Metano

330 m/s 210 m/s 430 m/s

2.4. Ondas ultrasónicas.

2.3. Longitud de onda

2.4. Ondas ultrasónicas.

4

Conocida la velocidad de propagación, puede determinarse inmediatamente, para toda frecuencia, la longitud de onda. La longitud de onda es la característica más importante del ultrasonido. Frecuencias muy elevadas y longitudes de onda muy cortas caracterizan a los ultrasonidos.

Pico del Ciclo ~ 3V

3

Ciclo de Disparo Típicamente 60 á 90 % del Pico del Ciclo Principal

(volts) ) Voltaje (volts

2

1

Ruido Precedente a la Señ Señal Ultrasonic, Típicamente < 0.2 Vpp

0 240

Una onda de ultrasonido de 3 000 kHz, en el aire, sólo tiene una longitud de onda de 1/10 mm y en el agua una longitud de onda de 0,5 mm.

242

244

246

248

250

252

254

256

258

260

-1

-2

-3

La velocidad de propagación es igual al producto de la longitud de onda por la frecuencia.

Tiempo (microsegundos) microsegundos)

Figura Pulsoacústico acústicotípico típico emitido emitido por por un Fig. 3 3.

Pulso un transductor transductordede un medidor ultrasónico del tipo tiempo de transito.

un medidor ultrasónico del tipo tiempo de transito.

P29

Tecnología

Medidores ultrasónicos empleados en las mediciones de flujo de hidrocarburos líquidos - Experiencia Mexicana

3.

5ª Jor

NOR

La neces crudo y internacio asegurar satisfacc

Las norm ultrasónic Americ Petrole Meteri Hydro Transi Interna OIML “Meas

La recom requerim sistemas al agua, aprobaci compone medidore esta rec medidore sin impor

Por ejem siguiente constituc Eleme eleme punto circuito del me dispos 8

OIML

3.

NORMAS APLICABLES

Por ejemplo, La OIML R 117 considera a los siguientes elementos como indispensables en la constitución de un sistema de medición:

REGULACIÓN LEGAL Normas Internacionales

Normas Nacionales

OIML

NOM, DIN, NCWM

Normas de Seguridad Intrínsecas

Normas de Asociaciones

• • • •

Seguridad

FABRICANTES

API. AGA, GPA

ASME

ISO

• • • Pruebas

• •

ANSI

Los límites de aplicación de un sistema de medición están dados por las características de funcionamiento que deben observarse durante la operación de un sistema:

APLICACIONES QUE NO REQUIEREN REGULACIÓN LEGAL

Figura 4. Esquema normativo.

La necesidad de regular la transferencia del petróleo crudo y sus derivados de acuerdo a las normas internacionales se lleva a cabo con el objeto de asegurar la equidad en el intercambio y la satisfacción entre compradores y vendedores.

• • • • • •

Las normas aplicables a los medidores de flujo ultrasónico son: •

•

American Petroleum Institute, API – Manual of Petroleum Measurement Standards. Chapter 5 – Metering. Section 8 – Measurement of Liquid Hydrocarbons by Ultrasonic Flow Meters Using Transit Time Technology. 2005.

Cantidad mínima por medir, Alcance de la medición, La presión máxima y la presión mínima de trabajo, Propiedades del fluido, Temperatura máxima y mínima de trabajo, y Los niveles de seguridad requeridos.

La medición de flujo es un proceso complejo debido a que es afectada por diferentes factores de influencia como: • • • • • • • •

International Organization for Legal Metrology, OIML - La recomendación OIML R 117 “Measuring systems for liquids other than water”.

La recomendación OIML8 R 117, especifica los requerimientos técnicos y metrológicos aplicables a sistemas de medición de flujo de líquidos diferentes al agua, incluyendo los requerimientos para la aprobación de modelo de los diferentes componentes de un sistema de medición. Los medidores de volumen a los cuales hace referencia esta recomendación corresponden al tipo de medidores de flujo cuyo funcionamiento es continuo, sin importar el principio de funcionamiento [4].

8

Elemento primario (sensor de flujo) Elemento secundario, Punto de transferencia, Circuito hidráulico (incluye instalación de prueba del medidor en sitio), Dispositivo de eliminación de gases, Filtro, Elemento de impulsión (bomba o sistema elevado), Dispositivos de regulación de flujo, y Elementos auxiliares

Temperatura, Presión Densidad Viscosidad Estabilidad del flujo, Condiciones de instalación, Distorsión del perfil de velocidades, y Vórtices.

Clases según la exactitud 0,3

0,5

1,0

1,5

2,5

A

±0,3%

±0,5%

±1,0%

±1,5%

±2,5%

B

±0,2%

±0,3%

±0,6%

±1,0%

±1,5%

Tabla 1. Errores máximos permisibles de acuerdo a la clase de exactitud según OIML R 117.

OIML (Organización Internacional de Metrología Legal).

P30

5ª Jor

Medidores ultrasónicos empleados en las mediciones de flujo de hidrocarburos líquidos - Experiencia Mexicana Las mediciones de flujo que no satisfacen la exactitud requerida son el resultado de:

4.2.1

Tecnología

•

Desconocimiento de las condiciones de operación.

• Una incorrecta instalación de los medidores.

• Una calibración inadecuada.

• Un mantenimiento inadecuado.

0,3 0,5

1,0

V = (L /2 Flujo volu del flujo)

Flujo vol qv [ D del=flujo) qv = [

2,5

Figura 5. La figura muestra la sección de medición plano de la línea de medición. en el plano de la línea de medición.

Campo de aplicación Sistema de medición instalados en tuberías

4.2. Determinación Transductor A de la velocidad de flujo

Bombas de despacho de gasolina.

Sistema de medición instalados en auto-tanques.

Sistemas de medición para leche.

Sistema de medición para buque tanques.

Sistema de medición para gases licuados (diferentes a los gases licuados de petróleo, LPG), sujetos a presión y a temperaturas mayores a -10°C Sistemas de medición de LPG para carga de vehiculos.

Sistemas de medición clasificados como clase 0,3 ó 0,5 bajo las siguientes condiciones:

D

Cm Cm

D

Vm

L

V • cos α Vm

L

V • cos α

Fig. 7

tubería r tubería

Fig. 7

tubería tubería

Transductor B D - Diámetro de la tubería Transductor B L - Longitud de la trayectoria acústica (línea de medición) DFigura - Diámetro de lamuestra tubería 6. Las figura a dos transductores acústicos -- Velocidad media del flujo VLm Longitudy reciben de la una trayectoria acústica (línea que trasmiten señal ultrasónica que viaja a lo de - Velocidad sonido en líquido Cmedición) m largo de la líneadel de medición que el forma un ángulo α con el

Sistemas de medición para dióxido de carbono licuado.

Sistemas de medición para gases licuados (diferentes a los gases licuados de petróleo, LPG), sujetos a presión y a temperaturas menores a -10°C

eje longitudinaldel delflujo tubo de medición.

Vm -6Velocidad Fig. Las figuramedia muestra a dos transductores acústicos - Velocidad del sonido en elultrasónica líquido que viaja a Cm trasmiten que y reciben una señal

lo largo de la línea de medición que forma un ángulo α

Sistemas de medición para líquidos criogénicos.

Fig. 6ejeLas figura muestra a dos transductores acústicos Dcon - elDiámetro de la del tubería longitudinal tubo de medición. que trasmiten y reciben una señal ultrasónica que viaja a Llo- largo Longitud de la trayectoria acústica de la línea de medición que forma un ángulo α (línea de medición) con el eje tubo de medición.

Tiempo delongitudinal transito =del longitud de la trayectoria Vacústica m - Velocidad media del flujo (1) / Velocidad media [μs] Cm - Velocidad del sonido en el líquido Tiempo de transito = longitud de la trayectoria Sensor aguas abajo Amedia aB (1) acústica / Velocidad [μs]

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO

Los medidores de flujo ultrasónico trasmiten y reciben señales acústicas a lo largo de una diagonal determinada y determinan los tiempos de transito de la señal en ambos sentidos aguas arriba y aguas abajo [3].

INS Longit [3] requer

Long reque

4.2. Determinación de la velocidad de flujo

Transductor A

D

INST [3]

5.

Fig. 5. La figura muestra la sección de medición en el plano de la línea de medición.

4.2.

Determinación de la velocidad de flujo

Tabla 2. Errores máximos permisibles de acuerdo a la clase de exactitud según OIML R 117.

4.

5.

Fig. 5. La figura muestra la sección de medición en el

-- Con temperaturas menores a -10°C ó mayores a 50°C. -- Con fluidos cuya viscosidad dinámica sea mayor que 1000 mPas.s -- Con Flujo menor a 20 L/h

1,5

V

V4.2.1 = (L /2V

Una selección inadecuada del medidor.

Clase

5ª Jor

La longit (Longitud flujo o La longi acondicio (Longitud diámetros flujo o proporcio acondicio de maner diámetro ser estud proporcio eldemejor c mane

ser estud el mejor 6. ACO

Los 6. acon ACO para redu velocidad Los acon

para red velocidad

=aguas / (C +V (1a) TSensor Tiempo deLtransito de la[μs] trayectoria A B abajo A= alongitud B acústica / Velocidad media [μs] (1) Sensor aA = L / arriba (C + VB TA B aguas

= L / (C - V A a B ) TBA aguas Sensor abajo Sensor aguas arriba B a A

4.1. Diferencia en el tiempo de transito

TA −>B == L //(C (C- +V V• cos α) ) TBA

El sonido viaja más rápidamente a favor del flujo que contra el flujo. La diferencia entre ambos tiempos de tránsito es proporcional a la velocidad media del flujo.

Sensor aguas arriba B a A TB−>A = L / (C - V • cos α)

[μs] [μs]

(1a) (1b)

[μs] [μs]

(1a) (1b)

Tabla 3. D Tabla 3.

[μs]

(1b) 6 / 22

P31

6 / 22

5ª Jornada Técnica Internacional de Medición de Fluidos Octubre 1 y 2 de 2008

* Distancia medida desde la cara aguas arriba de la Característic basado e placa hasta el borde aguas abajo del 7.

TÉCNICAS DE CALIBRACIÓN Sistemas acondicionador.

10 000 kg ** Distancia medida desde la cara aguas arriba de la 7.1.

Lashasta técnicas deaguas calibración los sistemas incertidum placa el borde abajo delde accesorio más depróximo. medición de flujo de líquidos pueden clasi0,05 % pa ficarse en: alcance d líquido de TÉCNICAS DE CALIBRACIÓN intervalo • 7.Gravimétrico Longitud y 1. Sistemas dinámicos de pesado, y m y 25 mm 2. Sistemas estáticos de pesado.

7.1. Las técnicas de calibración de los sistemas material de medición de flujo de líquidos pueden inoxidable • Volumétrico clasificarse en: Medidas volumétricas, La masa c  1.Gravimétrico 2.1. Patrones referencia de desplazamiento tanques de p sistemas de dinámicos de pesado, y positivo, 2. Sistemas estáticos de pesado.  3.Volumétrico Otros tipos de medidores de flujo.

1. medidas volumétricas, 2. patrones de referencia de desplazamiento mc  positivo, 7.2. El Patrón Nacional para Flujo de Líquidos 3. otros tipos de medidores de flujo.

4.2.1 Velocidad promedio

4.2.1 Velocidad promedio V = (L /2 • cos α) (TB−>A - TA−>B / TB−>A • TA−>B) ) V = (L /2cos ) (TBA - TAB / TBATAB [m/s] (2) [m/s] (2) Flujo volumétrico Flujo= volumétrico = A (Área) x V (velocidad (qv) A (Área) x V(qv) (velocidad del flujo) 3 (3) del flujo) [m /s] 3

[m /s]

(3)

3

qv = [ D /4 sen(2 )] (TB A-T A B /TB A •T A B) 3 *T A —> B) qv = [π D3/4 sen(2 α)] (TB —>A-T A —> B /TB[m —>A /s] (4)

[m3/s]

5.

ón en el

(4)

INSTALACIÓN TÍPICA - API MPMS 5.8, 2005

5. INSTALACIÓN TÍPICA - API MPMS 5.8, 2005 [3] [3] Longitud de tubería recta requerida

ujo

10 D

5 D

UFM

Vm

uctor B (línea de

acústicos ue viaja a ngulo α

s]

s]

Bombas de despacho de gasolina.

Sistema de medición instalados en auto-tanques.

Sistemas de medición para leche.

Fig.7.7 La La fifigura nosmuestra muestra requerimientos Figura gurade nos loslos requerimientos de de tubería Sistema medición para buque tanques. tubería recta expresados deldediámetro de(L/D), la recta expresados en función en delfunción diámetro la tubería de medición gases licuados tubería (L/D), observe la recomendación del uso de deflujo. observe la Sistema recomendación del usopara de acondicionadores (diferentes a los gases licuados de petróleo, LPG), acondicionadores de flujo. sujetos a presión y a temperaturas mayores a -10°C La longitud equivalente de LPG tubería recta de 10 Sistemas de medición pararecta carga de La longitud equivalente dedetubería de 10 (Longitud/Diámetro = L/D) con acondicionador vehiculos. = L/D) con acondicionador de (Longitud/Diámetro de flujo oSistemas 20 o más medición diámetros de tubería sin aconclasificados clase sin 0,3 flujo o 20 o de más diámetros de como tubería dicionador de fl ujo aguas arriba del medidor y5 ó 0,5 bajo las siguientes condiciones: acondicionador de flujo aguas arriba del medidor y 5

(1a)

del líquido.

(19 tubos)

Localización* 13D ± 0,25D

Distancia de Coeficiente de dispositivos** perdida de presión 30D

El volume temperatura

Donde: Vm – Volum 3 prueba (m ) ρL - densidad CPL- Factor líquido en la

Losacondicionadores acondicionadores de Los de flujo flujodeben debenser serutilizados utilizados Sistemas de medición para líquidos para reducir los efectos de vórtices o perfiles para reducir los efectos de vórtices ocriogénicos. perfilesdede velocidad asimétricos, ISOISO 5167-2, 2000. velocidad asimétricos, 5167-2, 2000.

Tipo

sistema (kg) mi - Masa in fcm- Factor d CDiv - Facto errores de la ρa - Densida ρP - Dens caracterizac ρ - Densidad

V

licuado.

Sistemas de medición para gases licuados ACONDICIONADORES DEDE FLUJO (diferentes a los gases licuados de petróleo, LPG), ACONDICIONADORES FLUJO sujetos a presión y a temperaturas menores a -10°C

Bundle

(1b)

(México)

desarrollo Científico Tecnológico El Proyecto Patrón de Nacional para Flujo yde Líquidos se fundamenta en el pesado estático de la masa El Patrón de Nacional parala Flujo de Líquidos se colectada líquido, cantidad de líquido fundamenta en el pesado estático de la masa colectada por unidad de tiempo es determinada colectada de líquido, la cantidad de líquido gravimétricamente para obtener el flujo másico colectada por unidad de tiempo es determinada (qm).

El fl ujo volumétrico (qv) que pasa másico a través gravimétricamente para obtener el flujo de(qm). un área de sección transversal en un intervalo El flujo volumétrico (qv) que pasa a través dede tiempo defi se determina la densiun área denido sección transversal mediante en un intervalo de tiempo definido se determina mediante la densidad dad del líquido.

diámetros aguas abajo del medidor temperaturas menores ó debe mayoresproporadebe 50°C. diámetros-- Conaguas abajo dela -10°C medidor cionar un perfi l de velocidades acondicionado de -- Conun fluidos cuya dinámica sea mayor proporcionar perfil deviscosidad velocidades acondicionado que 1000 mPas.s manera efectiva.

Sin embargo, cada caso debe de manera efectiva. Sin embargo, cada caso debe -- Con Flujo menor a 20 L/h ser individualmente por el fabricante ser estudiado estudiado individualmente por el fabricante para Sistemas de medición para dióxido para el mejor comportamiento del medidor. el mejor comportamiento del medidor. de carbono 6.

6.

rayectoria (1) s]

(México) Proyecto de desarrollo Científico y Tecnoló- Donde: mc - Masa gico 7.2. El Patrón Nacional para Flujo de Líquidos

Figura 8. Sistema de medición que combina patrones de

Fig. 8 Sistema de medicióny que combina patrones referencia gravimétricos volumétricos utilizadosde para

referencia gravimétricos y volumétricos utilizados para efectuar comparación interna. efectuar comparación interna.

0,75

3,4 Zanker 18D 8D ± 0,5D Gallagher 18D 7D ± D tipos de acondicionadores de2 flujo.

Tabla 3. Diferentes 2 K-lan NOVA 9D ± 0,5D 18D

Características: •

Tabla 3. Diferentes tipos de acondicionadores de flujo.

•

* Distancia medida desde la cara aguas arriba de la placa 6 / 22

•

hasta el borde aguas abajo del acondicionador. ** Distancia medida desde la cara aguas arriba de la placa hasta el borde aguas abajo del accesorio más próximo.

• P32

Basado en el principio de pesado estático.

7 / 22 Sistemas para pesar con capacidad de 1 500 kg y 10 000 kg, Incertidumbre: ± 0,03 % para flujo másico y ± 0,05 % para flujo volumétrico, Alcance de medición: 10 L/min a 16 000 L/min, Líquido de trabajo: agua,

del

s arriba de la ccesorio más riba de la bajo del

rriba de la sorio más

os sistemas dos pueden

y sistemas s pueden





11 2  Octubre 1 y 2 deestático.

2008 basado en el principio de pesado    0,00416  10  TL   Sistemas para pesar con capacidad de 1 500 kg y Medidores ultrasónicos empleados en las mediciones de flujo 10 000 kg, de hidrocarburos líquidos - Experiencia Mexicana [adimensional] (7) incertidumbre: ± 0,03 % para flujo másico y ± Características: %en para volumétrico, Donde TL es la temperatura de la línea (°C) y PL •0,05 Intervalo de presión: MPaestático. a 1,0 MPa, basado el flujo principio de 0,16 pesado la temperatura la línea TL es absoluta de medición: 10 L/min ade 16 000 L/min, Sistemas para pesar capacidad dela 1 500 kg y de •alcance Longitud y con diámetros sección esDonde la presión de la de línea (Pa).(°C) y PL es la presión absoluta de la línea (Pa). líquido de trabajo: agua, 10 000prueba: kg, 45 m y 25 mm a 200 mm de intervalo de±presión: MPa a 1,0 MPa,y ± incertidumbre: 0,03 para flujo másico diámetro, y %0,16 El factor K esta dado por: Longitud diámetros de la sección de prueba: 45 El factor K esta dado por: 0,05 % para yflujo volumétrico, •m yMaterial en contacto con el fl uido: acero a 200 mm de diámetro, alcance25 demm medición: 10 L/min a 16 000y L/min, N inoxidable. material en contacto con el fluido: acero líquido de trabajo: agua, [pulsos/L] (8) Kv  inoxidable intervalo de presión: 0,16 MPa a 1,0 MPa, Vm Longitud y diámetros de la sección de prueba: 45 Donde N es el número de pulsos del medidor bajo La masa dediámetro, agua colectada colectada en Lam masa corregida agua enlos los y 25 mm acorregida 200 mm de de y prueba totalizados durante el tiempo de colección tanques pesaje esta material contacto con por: el Donde N es número depara pulsos del medidor bajo tanques dedeen pesaje estadada dada por:fluido: acero de agua enellos sistemas pesar. inoxidable prueba totalizados durante el tiempo de colec-

a

medido referen Para el

Tecnología

abajo

Donde: VP20 patrón v Vm prueba

1 - colectada en los La masa corregida de agua  splazamiento tanques de m pesaje esta dada por: p (5) [kg] (5) c  mi f cm C Div

ción de agua en los sistemas para pesar.

7.3.

Técnicas de calibración situ empleados Cualquier medidor, y más aúnin aquellos

El subín de corre subíndic correcci

azamiento de Líquidos

Cualquier medidor, más aún aquellosElempleados y verificados en yforma periódica. factor de encalibración materiapuede de metrología legal, deben ser cambiar, en ocasiones de manera significativa, debido a los siguientes calibrados y verifi cados en forma factores: periódica. El factor de calibración puede cambiar, en ocacambios en las propiedades físicasdebido del fluido, siones de manera significativa, a los variación en las condiciones de operación del siguientes factores:

CTS tempera [adimen medició a las cu calibrac

en las internas del medidor, • desgaste Cambios en partes las propiedades físicas ydel Mantenimiento correctivo o preventivo. fluido, • Variación en las condiciones de operación La calibración in situ adquiere mayor relevancia si del medidor, consideramos casolas de la industria del petróleo • Desgasteel en partes internas dely sus derivados, medidor, yen la cual se realizan transferencias de en cantidades importantes.

La calibración • fluidos Mantenimiento correctivo o preventivo.

Deform

del volumen masa transferidos, debe ser Latotal calibración in situoadquiere mayor relevancia si efectuada con frecuencia, y con del patrones de consideramos el caso de la industria petróleo tales enque la se incertidumbre de la y referencia sus derivados, la cual realizan transfecalibración satisfaga los requerimientos de La las rencias de fluidos en cantidades importantes. partes involucradas. calibración de los medidores, de los cuales se toma el valor total del volumen o masa transfeLas técnicas calibración situ que emplean ridos, debe serde efectuada coninfrecuencia, y con patronesde volumétricos patrones referenciason: tales que la incertidumbre de la calibración satisfaga los requerimienPatrones de referencia – medidores de flujo, tos de las partes involucradas.

Deform probado

a  1- a  Donde: p  mi fde - cMasa agua corregida mc m cm C Div Donde:  sistema (kg) 1- a mi - Masa indicada (kg) 

7.3. Técnicas de calibración in situ

1-

en materia de metrología legal, deben ser calibrados

[kg] (5)en el colectada

ecnológico mc Masa de agua corregida colectada en el sistema (kg) fcm- Factor de corrección de la masa (adimensional) Donde: m i C Masa indicada (kg) - Factor corrección de colectada la masa debido - Masa de de agua corregida en el a m Div c Líquidos Líquidos se f cm Factor de corrección de la masa (adimensional) errores de la válvula desviadora de flujo (kg) de la masa sistema de corrección de 3la - Densidad del(kg) aire (kg/m ) masa debido a errores indicada mDiv aFactor i -ρMasa de líquido C nológico Densidad de las pesas utilizadas en la ρ Factor de corrección de la masa (adimensional) f de la válvula desviadora de flujo P cm determinada 3 3 lade caracterización de los sistemas pesado (kg/ma ) Factor de corrección de masa debido C Div ρ a Densidad del aire (kg/m ) flujo másico uidos se 3 )de flujoen la caracteri- Densidad (kg/m errores de la válvula desviadora a la a través P ρDensidad dedel lasagua pesas utilizadas masa de ρ 3 Densidad del aire (kg/m ) ρ eintervalo líquido de a zación de los sistemas de pesado (kg/m3) volumen de determinado autilizadas condiciones las pesas en la de ρP El- Densidad 3 la densidad ρ terminada Densidad del agua (kg/m )línea de prueba3 es: temperatura y presión de lade caracterización de los sistemas pesado (kg/m ) o másico 3 ρ - Densidad del agua (kg/m ) través de El volumen determinado a condiciones de ervalo de mC temperatura y presión dea lacondiciones línea[L] de prueba (6) El volumen Vdeterminado de m  densidad  L CdePLla línea de prueba es: es: temperatura y presión

atrones de ados para

nes de s para

medidor,

de los medidores, de los cuales se toma el valor

Donde: m Vm – Volumen (6)(6) bajo Vm3  a Clas condiciones del[L]medidor prueba (m )  L C PL 3 ρL - densidad del agua en la línea (kg/m ) CPL- Factor de corrección por compresibilidad del Donde: Donde: en la línea.

– Volumen a las (adimensional) condiciones del medidor bajo Vm líquido 3 prueba (m ) 3 Vρm Volumendel a las condiciones medidor bajo agua en la línea del (kg/m ) L - densidad 3 Factor de por compresibilidad del CPL- prueba (m corrección ) líquido en la línea. ρL Densidad del (adimensional) agua en la línea (kg/m3)

  50,74  1011       11  1    0,326  10  TL  PL  81500    0,00416  1011  T 2   L     (7)

Donde TL es la temperatura de la línea (°C) y PL es la presión absoluta de la línea (Pa).

El factor K esta dado por:

Kv 

Ecuación general utilizada en la calibración el factor de medidor, MF. dePara medidores decorrección flujo dedel líquidos empleando como referencia un patrón volumétrico.

MF 

P33 [pulsos/L]

αl -1 [°C ].

T20 T del instr

Patrones de referencia – medidores de flujo, desplazamiento •Probadores Medidas de volumétricas – flpositivo: ujos de hasta 3 8 / 22 -Probadores convencionales y bidireccionales, 000 L/mín, y compactos.

• -Probadores Probadores de desplazamiento positivo: -Probadores convencionales y bidirecEcuación general utilizada en la calibración de cionales, medidores de flujo compactos. de líquidos empleando como -Probadores referencia un patrón volumétrico.

[adimensional] (7)

N

CTS 

Octubre 1 y 2 de 2008

•

7 / 22El factor de compresibilidad CPL esta dado por:

[adimensional]

CTS 

Medidas volumétricas – flujos de hasta 3 000

El factor de compresibilidad CPL esta dado por:

CPL

Deform

L/mín, y de calibración in situ que emplean Las técnicas 5ª Jornada Técnica Internacional de Medición de Fluidos patrones volumétricos son:

CPL Factor de corrección por compresibilidad del líquido en la línea. (adimensional)

7 / 22

CTS 

(8)

VP 20  CTS P  CPS P  CTLP  CPLP Vm  CTSm  CPS m  CTLm  CPLm [adimensional]

Donde:

(9)

L

Ecuación general utilizada en la calibración de medidores de flujo de líquidos empleando como referencia un patrón volumétrico.

Para el factor de corrección del medidor, MF.

Para el factor de corrección del medidor, MF. es

MF 

VP 20  CTS P  CPS P  CTLP  CPLP Vm  CTSm  CPS m  CTLm  CPLm [adimensional]

[adimensional] (9)

8)

bajo ción

(9)

Donde: - Volumen a condiciones estándar del VP20 Donde: patrón volumétrico (L).

Volumen a condiciones estándar del determinado por el medidor bajo Vm VP20- Volumen patrón volumétrico (L). prueba a condiciones de operación (L).

V m

Volumen determinado por el medidor prueba para a condiciones de operación El subíndice pbajo se emplea designar los factores (L).

dos dos de era

del

de corrección del patrón de referencia empleado y el El subíndice p se emplea factores subíndice m para designarpara losdesignar factoreslos de de corrección delbajo patrón de referencia empleado corrección del medidor prueba

y el subíndice m para designar los factores de

CTS corrección - Factor del de medidor correcciónbajo porprueba efecto de la temperatura en el acero del instrumento [adimensional]. Se usa cuando los instrumentos de medición temperaturas CTS son- empleados Factor de acorrección pordiferentes efecto de la a lastemperatura cuales se encuentra referidodel su instrumento resultado de [adien el acero calibración. mensional]. Se usa cuando los instrumentos

de medición son empleados a temperaturas Deformación lineal. y bases de diferentes a las Escalas cuales lineales se encuentra referido montaje su resultado de calibración.

a si o y cias ción alor ser de la las

ean

CTS  1  l  (T  T20 ) [adimensional]

(10)

Deformación lineal. Escalas lineales y bases de montajeen superficie. Cilindros Deformación ) [adimensional] CTSCTS  1 = 21+ α (1T· (T  T— T ) 20[adimensional] (11) (10) l

20

Deformación en superficie. Cilindros

Deformación cúbica. Medidas volumétricas, (T volumen — T20) [adimensional] (11) CTS = 1 + 2α1 · de probadores, patrones CTS  1  3l  (T  T20 ) [adimensional] (12)

Deformación cúbica. Medidas volumétricas,

- Coeficiente de dilatación lineal del acero αl probadores, patrones de volumen -1 [°C ].CTS = 1 + 3α1 · (T — T20) [adimensional] (12) - Temperatura de referencia [°C].

T20 T promedio dellineal líquidodel dentro Coeficiente de dilatación acero [°C-1]. αl - Temperatura del instrumento [°C].

T Temperatura de referencia [°C].

20

000

T

Temperatura promedio del líquido dentro del instrumento [°C].

empleados a presiones diferentes a las cuales 5ª seJor encuentra referido su resultado de calibración.

P  Di [adimensional] P Presión interna de (presión E operación t CPS 

(13)

CPS - Factor de[Pa]. corrección por efectos de la Donde: manométrica) RHOtp presión en el acero del instrumento [adimensional].

P interno - Presión interna de de la sección deoperación prueba (presión Di Diámetro RHO Se usa cuando los instrumentos de medición son b manométrica) de un probador [m]. [Pa]. empleados D a presiones diferentes a las cuales se  15 - Diámetro de ladel sección de prueba E Módulo dei elasticidad delinterno material encuentra referido su resultado de calibración. temperatu de[Pa]. un probador [m]. probador K P  D E - Módulo desección elasticidad material del0 ,K1 tCPS Espesor dei la pared de la de del prueba [adimensional] (13)  intervalo probador [Pa].

del probador E  t [m].

t - Espesor de la pared de la sección de Una vez prueba del probador [m]. (presión P - Presión interna de operación coeficient manométrica) [Pa].

CTL - Factor de corrección por efecto de la CTL interno Factor desección por efecto temperat de la - Diámetro de la de [adimenprueba Di temperatura en la -densidad delcorrección líquido emplears temperatura en la densidad del líquido de un probador [m]. sional]. del fluido [adimensional].

E - Módulo de elasticidad del material del

 probador [Pa]. [adimensional] (14) CTL  T t - Espesor dela pared de[adimensional] la sección de (14) 20 Produc prueba del probador [m].

Como alternativa puede emplearse la siguiente Gasolina aproximación lineal por efecto de la CTL - Factor de corrección

Como alternativa puede emplearse la siguiente temperatura en la densidad del líquido aproximación lineal CTL  1    (T  T ) [adimensional] [adimensional].

20

[adimensional] (15) CTL = 1 +βT · (T — T20)[adimensional] (14) CTL - Densidad ρT  20prueba 3 [kg/m ]

Diesel

Turbosina (15)

Combustó

Crudo del fluido a la temperatura de

Como alternativa emplearse la asiguiente -puede Densidad del fluido la temperatura de ρ

20 ρT Densidad del fluido3 a la temperatura de aproximación lineal Estas co prueba [kg/m ] pruebaβ [kg/m-3] Coeficiente volumétrico de expansión temperat a la[°C temperatura ρCTL -1 20 Densidad ] del [adimensional] (15)  1  térmica   del (T fluido T20fluido ) 3 ] de prueba Si la den - Temperatura de referencia [°C].

T20 [kg/m β Coeficiente volumétrico de expansión térmica menor qu T Temperatura promedio del líquido dentro Densidad del fluido a la temperatura de ρT del-fluido [°C-1] ecuación 3 instrumento del [°C]. [kg/m ] Temperatura de referencia [°C].

Tprueba volumétri - Densidad del fluido a la temperatura de ρ20 20 T Temperatura promedio del líquido dentro 3 Cálculo de la densidad base (RHOb) de prueba [kg/m ] 15 de0 del instrumento productos [°C]. petrolíferos a la temperatura

β - Coeficiente volumétrico de expansión -1 térmica del referencia fluido [°C ] de 15 °C. Cálculo de la densidad (RHOb) - Temperatura de base referencia [°C].de producT20 tos petrolíferos a la temperatura de referencia Modelo matemático propuesto en API CPL 2540. T - Temperatura promedio del líquido dentro presión e de °C. Tomando del15 instrumento [°C]. como base la temperatura y densidad de la muestra (temperatura y densidad observadas).

CPL 

1 Cálculo de la densidad base (RHOb) de Modelo matemático en API 2540.

RHOtp productos petrolíferospropuesto a la temperatura de RHOb  la temperatura y densidad Tomando referenciacomo de 15base °C. exp (  β  ΔT  ( 1  0,8  β15  ΔT)Pa de la muestra (temperatura y15densidad observa3 prueba [P ] (16) das).

Modelo matemático propuesto en API[kg/m 2540.

Pe K1 y densidad de -1 temperat Tomando como base laKtemperatura 0 β15   2 la muestra (temperatura y densidad observadas). [°C ] F (17) RHOb RHOb 5ª Jornada Técnica Internacional de Medición de Fluidos

8 / 22

CPS - Factor de corrección por efectos de la RHOtp Octubre 1 y 2 deEs 2008 pos RHOb  presión en el acero del instrumento [adimensional]. prácticam exp (  β15  ΔT  ( 1  0,8  β15  ΔT) Se usa cuando los instrumentos de medición son conocien 3 (16) [kg/m ] empleadosCPS a presiones diferentes a las cuales se una temp - Factor de corrección por efectos de la Donde: 9/ 3 K K encuentra presión referidoen su el resultado de calibración. en línea, [kg/m-1] RHO0tp - Densidad acero del instrumento [adimensional].

1

β 

Se usa cuando los instrumentos de medición son 15 empleados a presiones diferentes a las cuales se encuentra referido su resultado de calibración.

CPS 

P  Di E t

[adimensional] [adimensional] (13)

(13)

P - Presión interna de operación (presión manométrica) [Pa].

- Diámetro interno de la sección de P34 prueba Di de un probador [m].

E - Módulo de elasticidad del material del

 [°C ] (17) 3 2 RHO b - Densidad RHOb RHOb Base a 15 °C, [kg/m ] 15 - Coeficiente de expansión volumétrico a -1 temperatura de 15 °C, [°C ] K0 ,K1 - Constantes en función del producto e intervalo de densidad 9 / 22 Una vez calculada la densidad del fluido y el coeficiente de expansión volumétrico a la temperatura de referencia, entonces puede emplearse la ecuación 2 para estimar la densidad del fluido a cualquier otro valor de temperatura.

Medidores ultrasónicos empleados en las mediciones de flujo de hidrocarburos líquidos - Experiencia Mexicana La ecuación que se emplea para el cálculo es la siguiente,

Octubre 1 y 2 de 2008

ión (13)

prueba sión del prueba de del

odede la líquido

RHOtp Densidad en línea, [kg/m3] 3 Técnica Internacional Medición Densidad Base a 15 °C,de[kg/m ] de Fluidos RHOb5ª Jornada Octubre 1 y 2 de 2008 15 Coefi ciente de expansión volumétrico a b Donde: 3 de 15[kg/m °C, [°C Densidad en línea, ] -1] RHOtp -temperatura 3 0 ,Kb1 Constantes en función producto e K - Densidad Base a 15 °C,del [kg/m ] RHO intervalo de densidad Donde: Coeficiente de expansión volumétrico a 15 3

siguiente (15)

atura de (15)

atura de ratura de xpansión ratura de

expansión dentro

dentrode Ob) tura de

HOb) de atura de I 2540. sidad de das).

PI 2540. nsidad de adas).

T)

(16)

T) ] (17)

1

(16)

-1

]

(17)

[1/MPa]

Diesel Turbosina Gasolina Combustóleo Producto Diesel Crudo Turbosina

Gasolina Combustóleo Diesel Crudo Turbosina

0

839 1 075 a 15–°C, kg/m3 788 653– –839 770de Intervalo densidades 839 – 1 075

a 15– °C, kg/m 610 7881–075 839

3

7.4.1 Probador Probadorbidireccional. bidireccional.

7.4.1 7.4. Calibración de medidores ultrasónicos en ductos

1

186,969 6 0,486 18 594,541 8 0,0 84 346,422 78 0,438 186,969 K0 66 0,486 K18 186,969 0,486 118 613,972 0,0 594,54126 8 0,0

653 – 770 346,422 678 186,969 Tabla 4. Constantes K0 y K1 839 – 1 075 186,969266 610 – 1 075 613,972 788 – 839 594,541 8

y K1 6 CombustóleoTabla 4. Constantes K0186,969

7.4.1

temperatura se expresa en °C. K y K Tabla 4. Constantes 0 1

B

Fig. 10 Ca

referencia u

IV Fig. 1 IMF 

Tp2

refere

p

T m

Tp1

P

4671890

m

Tp2

P

UMF

p

Fig. 9. Calibración en sitio empleando un probador Figura 9. Calibración en sitio empleando un bidireccional.

Si la densidad a 15 °C es mayor que 770 kg/m3 3 y Estas constantes deben y Si la densidad 15 se °C3 se es mayorutilizar que kg/m la deberá usar770 lacuando siguiente menor que 788akg/m 3 temperatura se expresa en °C. se deberá usar la siguiente menor que 788 kg/m ecuación para estimar el coeficiente de expanecuación para estimar el coeficiente de expansión sión volumétrico.

3

T m

P m

probador bidireccional.

UMF

El K-Factor es la señalende salida de un un medidor de Fig. 9. Calibración sitio empleando probador flujo, bidireccional. expresada en número de pulsos por unidad de volumen o pores unidad de masa.

El K-Factor la señal de salida de un medidor

Si la densidad a 15 °C es mayor que 770 kg/m y volumétrico.

3 se deberá menor que 788 kg/m 2 680 ,320 6 usar-1la siguiente [°Cde] expansión (18) ecuación 363estimar 12  el coeficiente para 15  0,003 RHO152 volumétrico.

de flEl ujo, expresada en número por K-Factor es la señal de [pulsos/L] salidade depulsos un(21) medidor N  CCF mo por unidad unidad de volumen de masa.

IKF  flujo, expresada en número de pulsos por unidad

BPV  CCF p volumen o por unidad de masa.

-1

] 15  -0,003 363de 12 corrección CPL Factor por [°C efecto de(18) la 2 RHO CPL Factor de corrección por efecto de la 15 presión en la densidad del líquido [adimensional].

IMFVo IVmm: para una p MMF: Fac IVm: Volu IVmm pueba, (L) para CCFmm: MMF medidor m IVm: = CTLmm pueb CCFm medi de8. TRAZ = CT de VOLU

En términ Donde: N  CCFm 8. [pulsos/L] (21) metrológic BPV: (Base IKF prover volume) Volumen del probador - deben d a condiciones BPV base, CCF tal como se indica en el p resultados certificado de calibración, (L).

En et obtiene N: Donde: Número total de pulsos del medidor para metro Donde: BPV: (Base prover volume) Volumen del probadorSiendo la una prueba.

- deb a condiciones base, tal como sedel medidor indica en elfabricante CCFm: Factor de corrección combinado resul certificado de calibración, (L).

(Base de prover volume) aBPV: condiciones prueba.

(CCFmVolumen = CTLm xdel CPLm) obtie N: probador Número total de pulsos del medidor para tal como CCFp: Factor dea condiciones corrección base, combinado delse Los me Siend una prueba. en el certifi cado de(CCFp calibración, hidrocarbu probadorindica a condiciones de prueba. = CTSp(L). x fabric CCFm: Factor de corrección combinado del medidor N: total de pulsos del medidor para preferente CPSp x Número CTLp x CPL P) a condiciones de prueba.

(CCFm = CTLm x CPLm) una prueba. convencio Los la CCFp: Factor de MF, corrección combinado CCFm: Factor de corrección combinado delpara delmuestra El factor del medidor, es un término hidro probador a condiciones de prueba.

(CCFp = CTSp x a condiciones de prueba. de volum ajustar medidor la inexactitud asociada con el prefe CPSp x CTLp x CPL eslabón d m =del CTL m xP)CPL (CCF comportamiento medidor ym se) determina durante conve el medido CCFp: Factor corrección combinado del la calibración delde medidor: mues El probador factor dela medidor, MF,deesprueba. un término paratrazabilida condiciones de v ajustar la inexactitud asociada con el (CCFp = CTSp x CPSp x CTLp x CPLP) eslab comportamiento del medidor y se determina durante el m la calibración del medidor: traza 10 / 22

presión en la densidad del líquido [adimensio1 [adimensional] (19)la CPL  - Factor de corrección nal].

CPL por efecto de

1 la( Pdensidad presión en del líquido [adimensional]. a  Pe )  F 1

(19) las condiciones de la PaCPL - Presión del fluido a[adimensional] 1  ( P  P )  F a e prueba [Pa] - Presión de vapor del fluido a la Pe - Presión fluido a las condiciones Paa Presión del enalalas prueba [Pa] Ptemperatura delfluido fldel uido condiciones dedelala-1 Fprueba -[Pa] Factor prueba [Pa]de compresibilidad del líquido [Pa ] Presión dedelvapor a la P e fluidodel a lafluido temperatura Pe Presión de vapor temperatura del fluido en la prueba [Pa] Es posible predecir la compresibilidad de del fluido en la prueba [Pa] -1 F - Factorcualquier de compresibilidad del líquido [Pa-1 ] prácticamente petróleo o sus derivados, F Factor de compresibilidad del líquido [Pa ] conociendo su densidad a la presión atmosférica y a Es temperatura posible predecir una de 15 ºC. la compresibilidad de Es posible predecir la compresibilidad de prácprácticamente cualquier petróleo o sus derivados, ticamente cualquier petróleo o sus derivados, conociendo su densidad a la presión atmosférica y a conociendo su densidad una temperatura de 15 ºC.a la presión atmosférica

y a una temperatura de 15 ºC.

9 / 22

IMF 

flujo

P

4671890

0,43818 84 0,486 0,486 0,0 18 0,0

de

Probador bidireccional.

Tp1

0,486 18 Estas constantes se deben utilizar cuando la Crudo 610 – 1 075 613,972 26 Estas constantes se deben temperatura se expresa en °C.utilizar cuando 0,0la

2 680,320 6

(20)

5

3 La 10 ecuación se emplea para el cálculo es la  4,2092  T   15 2que ) siguiente, [1/MPa] IMF: Facto F Factor de compresibilidad del líquido,(20) 2 IMF F  [1/MPa] 0,001  exp(-1,6208  2,1592 10 -4  T  0,87096   15 IV: Volum 3 F - Factor de10 compresibilidad líquido, [1/MPa] Patrón de 2092  Tdel   15 2fl)uido del a 15 °C [kg/L] RHO b 4,Densidad RHO b - Densidad del fluido a 15 °C [kg/L] T Temperatura del fluido [°C] [1/MPa] (20) IMF: T - Temperatura del fluido [°C] IV: V F - Factor de compresibilidad del líquido, [1/MPa] Patró 7.4. RHO Calibración de medidores ultrasófluido a de 15 fl °Cujo [kg/L] b - Densidad 7.4. Calibración de delmedidores de flujo T en - Temperatura fluido [°C] nicos ductos en del ultrasónicos ductos

-1 en [°C línea, RHOtp - Densidad ] [kg/m ] temperatura de 15 °C, 3 Densidad Base a 15 °C, [kg/m ]fluido y eel b ,K Constantes en función del KRHO Una vez calculada la densidad del producto 0 1 15 ciente -deCoeficiente de expansión volumétrico a intervalo densidad coefi de expansión volumétrico a la tem-1 temperaturade de 15 °C, [°C ] peratura referencia, entonces puede Constantes función del fluido producto K0 ,K1vez- calculada Una la en del y ele emplearse la ecuación 2densidad para estimar la densidad intervalo de densidad coeficiente de expansión volumétrico a la del fluido a cualquier otro valor de temperatura. temperatura de referencia, entonces puede Una vez la calculada del lafluido y el emplearse ecuaciónla2 densidad para estimar densidad coeficiente deIntervalo expansión del fluido a cualquier otrode valor devolumétrico temperatura. a la Producto densidades K0 K1 temperatura de areferencia, puede 15°C, kg/m3 entonces emplearse la ecuación 2 para estimar la densidad Intervalo de delProducto fluido a cualquier temperatura.

Gasolina 653 –otro 770valor de346,422 78 0,438K84 densidades K

to de la (14) líquido

siguiente (14)

La ecuación que se emplea para el cálculo es la F = 0 001 · exp(-1,6208 + 2,1592·10-4 ·T + 0,87096· siguiente, -3 -2 -2 2 -4 + 4,2092·10 ρ F 15  0,001  exp(-1,6208·T·ρ  2,1592 15  10  T  0,87096   15

Tecnología

Donde: 5ª Jornada Técnica Internacional de Medición de Fluidos

os de la nsional]. ción son os de sela uales ensional]. ón. ición son (13)se cuales ón.

5ª Jorn

P35 10 / 22

culo es la 2

  15 ulo es la culo es la ] 2 (20)

 15 2  15 1/MPa] (20) ] (20) /MPa] 1/MPa] de flujo

e e

El factor del Técnica medidor, MF, esdeun término para 5ª Jornada Internacional Medición de Fluidos ajustar la inexactitud asociada Octubre con el1 compory 2 de 2008 tamiento del medidor y se determina durante la calibración medidor: 5ª Jornadadel Técnica Internacional de Medición de Fluidos 5ª Jornada Técnica Internacional deOctubre Medición Fluidos 1 y de 2 de 2008 Octubre 1 y 2 de 2008 BPV  CCF

IMF 

p

IV  CCFm

[adimensional]

(22)

BPV  CCF

p IMF: intermedio medidor, (adimensional) [adimensional] (22) IMFFactor  BPV  CCFp del IV: Volumen indicado, (L).

IV  CCF [adimensional] (22) IMF: intermedio del medidor, (adimenIMFFactor  m IV  CCF Patrón de referencia sional) m IV: Volumen indicado, IMF: Factor intermedio del (L). medidor, (adimensional) IMF: Factor intermedio del medidor, (adimensional) IV: Volumen indicado, (L).

IV: Volumen indicado, (L).

Patrón de referencia Patrón referencia Patrón de referencia

Los medidores del tipo ultrasónico para hidrocarburos líquidos pueden ser calibrados preferentemente por probadores del tipo convencional (pipe provers). En la Figura 11 se muestra la carta de trazabilidad para las mediciones de volumen de hidrocarburos líquidos. El último eslabón de la carta de trazabilidad es ocupado por el medidor de flujo. Aún cuando dicha carta de trazabilidad no incluye los eslabones inferiores la contribución de magnitudes físicas como la presión, temperatura y la densidad, es necesario destacar que todos los sensores involucrados en cada uno de los procesos de calibración deben tener trazabilidad hacia los patrones nacionales correspondientes.

kg Patrón Nacional de masa ±2,3µg

flujo flujo

Densidad del agua bidestilada

Fig. 10 Calibración en sitio empleando como patrón de

Tp2 Tp2

ador

dor medidor de ador unidad de

edidor de ]edidor (21) de de unidad unidad de

(21) ]l probador (21) ica en el

IVmm  CCFmm  MMF como Fig. 10 en sitio patrón de 10. Calibración en empleando sitio empleando como patrón IMFFigura  Calibración Fig. 10 de Calibración en sitio empleando como patrón de referencia un medidor de fl ujo ultrasónico. referencia un medidor de flujo ultrasónico.

IVm  CCFm referencia un medidor de flujo ultrasónico. [adimensional] (23)

IVmm  CCFmm  MMF IMF  IVmm  CCFmm  MMF IVmm: IVm indicado CCFm por el medidor maestro IMF  Volumen para una prueba, (L).

IVm  CCFm [adimensional] (23)

MMF: Factor del medidor[adimensional] maestro, (adimensional).

(23) IVm: Volumen indicado por el medidor para una IVmm: Volumen indicado por el medidor maestro pueba, (L).

IVmm: Volumen indicado por el medidor maestro para una prueba, (L).

CCFmm: Factor de corrección combinado del para prueba, (L).

MMF: Factor del medidor maestro, (adimensional). mm:una Volumen indicado por el medidor maestro IV medidor maestro a condiciones de prueba.para (CCFmm MMF: Factor del medidor maestro, (adimensional).

IVm: Volumen indicado por el medidor una para una prueba, (L). = CTLmm x CPLmm) IVm: Volumen el medidor para una pueba, (L).

MMF: Factor delindicado medidorpor maestro, (adimensional). pueba, (L).

CCFmm: Factor de corrección combinado IVm: Volumen indicado por el medidor paradel CCFmm:maestro de corrección combinado del medidor a condiciones prueba.

(CCFmm unaFactor pueba, (L).EN LASde MEDICIONES 8.CTLmm TRAZABILIDAD DE medidor maestro a condiciones de prueba. (CCFmm = x CPLmm) : Factor de combinado del CCFmm VOLUMEN DEcorrección HIDROCARBUROS LÍQUIDOS = CTLmm x CPLmm)

medidor maestro a condiciones de mm = CTL mm CPLmm) prueba. términos de (CCF trazabilidad de xaseguramiento 8.En TRAZABILIDAD EN LASy MEDICIONES DE

Patrón Nacional de temperatura ±0,16mK

Termómetro digital con Pt-100 ±0,02°C

referencia un medidor de flujo ultrasónico.

Tp2

k

Patrón nacional de Volumen ±0,005% Patrón de referencia ±0,012%

Patrón de trabajo ±0,018% Probador bidireccional ±0,03%

Medidor en Línea ±0,1%

Calibración por Transferencia Calibración por Método Water Draw

Calibración por Comparación

Figura 11. Carta de trazabilidad para las mediciones de volumen.

9.

ESTIMACIÓN DE INCERTIDUMBRE EN metrológico, estos – medidores ultrasónicos 8.

TRAZABILIDAD EN LAS MEDICIONES DE VOLUMEN DEequipos HIDROCARBUROS LÍQUIDOS LAS MEDICIONES - deben demostrar que la reproducibilidad de sus VOLUMEN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS 8.

TRAZABILIDAD EN LAS MEDICIONES resultados es comparable o mejor que la que se En términos de trazabilidad y de aseguramiento DE VOLUMEN DEotros HIDROCARBUROS LÍQUIDOS En cierta medida, el valor de incertidumbre9 nos obtiene empleando de medición. didor para En términos de trazabilidad y de aseguramiento metrológico, estos equipos – principios medidores ultrasónicos probador da idea de la “calidad” del trabajo de medición Siendo reducción de costos el reto principal los estos equipos medidores ultrasónicos -metrológico, deben lademostrar que la –reproducibilidad dedesus caprobador en el En términos de trazabilidad y de aseguramiento fabricantes de este tipo de instrumentos. o calibración realizado; a menor incertidumbre elcamedidor deben demostrar que la reproducibilidad de sus resultados es comparable o mejor que la que se en el metrológico, estos equipos – medidores ultramayor conocimiento del proceso de medición xdor CPLm) resultados es comparable o mejor que la que se obtiene empleando otros principios de medición. para Los medidores del tipo ultrasónico para sónicos deben demostrar que la reproducibiy viceversa. En metrología sabemos, y aceptanado del obtiene empleando otros principios de medición.

Siendo la reducción de costos el reto principal de los idor para hidrocarburos líquidos pueden ser calibrados lidad de sus resultados es comparable o mejor = CTSp x Siendo la reducción de costos el reto principal de los mos, que la variabilidad de los procesos, de las fabricantes de este tipo de instrumentos. l medidor preferentemente porempleando probadores del tipo fabricantes deobtiene este tipo de instrumentos. la que se otros principios condiciones ambientales, las limitaciones de elCPLm) medidor que convencional (pipedel provers).

En ladeFig. 11 se de medición.

Siendo la tipo reducción costos el Los medidores ultrasónico para tiempo y espacio no permitirán lograr mediciones xado CPLm) del muestra la carta de las mediciones mino para Los medidores del tipo para ultrasónico reto principal de lostrazabilidad fabricantes de este tipopara de hidrocarburos líquidos pueden ser calibrados del “perfectas” (con incertidumbre cero). =ado CTSp x de volumen delíquidos hidrocarburos El último hidrocarburos puedenlíquidos. ser del calibrados preferentemente por probadores tipo =con CTSp el x instrumentos. eslabón de la(pipe carta por de trazabilidad ocupado por na durante preferentemente probadores del 11 tipo convencional provers).

En laes Fig. se 9 Incertidumbre de medición: parámetro, asociado con el medidor de flujo.

Aún cuando dicha carta de convencional (pipe provers).

En la Fig. 11 se muestra la carta de trazabilidad para las mediciones mino para el resultado de la medición, que caracteriza la dispersión de los trazabilidad no los eslabones muestra la carta de trazabilidad para las inferiores mediciones de volumen de incluye hidrocarburos líquidos.

El últimola mino con para el valores que razonablemente pueden ser atribuidos al mensurando. de volumen de hidrocarburos líquidos.

El último eslabón de la carta de trazabilidad es ocupado por con el a durante eslabón de de la carta trazabilidad es ocupado el medidor flujo.deAún cuando dicha carta por de a durante el medidor no de incluye flujo. Aún dicha carta de trazabilidad los cuando eslabones inferiores la P36 10 / 22 trazabilidad no incluye los eslabones inferiores la

Medidores ultrasónicos empleados en lasomediciones la incertidumbre del patrón del materialdedeflujo9.1.2 Orga de hidrocarburos líquidos Experiencia Mexicana referencia; A partir de

Conocer la incertidumbre de un resultado de medición es útil en lo siguientes casos:

• • •

Lograr la optimización de recursos Resolver disputas comerciales Dictaminar sobre cumplimiento con especificaciones Asegurar la intercambiabilidad de piezas Comparaciones entre laboratorios Otros

Tecnología

• • •

la repetibilidad lecturas; cambiode delasobservadores, instrumentos u masa que p la reproducibilidad de las mediciones por cambio que pasa a otros elementos; de observadores, instrumentos u otros elementos; • Características del propio instrumento, posible dete características del propiohistéresis, instrumento, como como resolución, deriva, etc.; medidor de v resolución, histéresis, etc.; • Variaciones dederiva, las condiciones ambientales; ( CTS variaciones de nición las condiciones ambientales; • La defi del propio mensurando; MF  la definición del propio mensurando; • El modelo particular de la medición; el modelo particular en de las la medición; • Variaciones magnitudes de influencia. ( 1  variaciones en las magnitudes de influencia.

MF 

Específicamente, en la industria del petróleo, y en muchas más aplicaciones, los sistemas de medición de flujo son las cajas registradoras de las empresas, por lo que es muy importante controlar metrológicamente el funcionamiento del medidor, para asegurar que los requerimientos establecidos en los protocolos de compraventa se satisfacen en todo momento.

Donde: MF: N: CTSP: CPSP:

CTLP: Los sistemas para medir el volumen de hidrocarburos en operaciones de transferencia de CPLP: custodia requieren normalmente de un equipo de referencia para realizar la calibración del Fig. 12 Instalación típica de un medidor CTLm: Figura 12.

Instalación típica dede un flujo medidor elemento primario con cierta la periodicidad. En ultrasónico. de flujo ultrasónico. lugares donde el volumen transferido es grande, CPLm: 1 Válvula de bloqueo los probadores bidireccionales cumplen con la Válvula de bloqueo 21 Sensor de presión diferencial BVP: tarea de patrón de referencia para la calibración Sensor de presión 32 Filtro con eliminador dediferencial aire (si se requiere) Kv: de los medidores de volumen (turbina, desplaFiltro con eliminador de aire (si se 43 Acondicionador de flujo p: zamiento positivo, coriolis, ultrasónicos, entre requiere) 5 Medidor de flujo ultrasónico otros).

64 Sensor de presión de flujo Acondicionador Tp: Tm : 75 Sensor de temperatura Medidor de flujo ultrasónico 9.1. Ejemplo 1. Calibración in Situ.

Pp: 86 Válvula de de bloqueo, doble sello con purga Sensor presión P m: 97 Válvula de de control de flujo (si se requiere) Sensor temperatura D: Estimación de la incertidumbre de un medidor 10 Válvula de no retorno 8 Válvula de bloqueo, doble sello con purga E: de flujo ultrasónico empleando como patrón de 11 de bloqueo 9 Válvula Válvula de control de flujo (si se requiere) referencia un probador bidireccional.

12 de bloqueo 10Válvula Válvula de no retorno t: 13 Sensor de temperatura Fp: 11 Válvula de bloqueo en probador 14 de presión en probador 9.1.1 Identificar las fuentes de incertidumbre 12Sensor Válvula de bloqueo 15 Válvula de 4 vías Fm : Durante un evento de calibración de un medidor 13 Sensor de temperatura en probador 16 Probador bi-direccional de flujo ultrasónico empleando como patrón de 14 Sensor de presión en probador p: 17 Densímetro a frecuencia referencia un probador bidireccional, es posible 15 Válvula de 4 vías m: determinar el valor del factor Kv del medidor, o 16 Probador bi-direccional 20: La figura 12 ilustra esquemáticamente una de preferencia, el factor de corrección para el 17 Densímetro a frecuencia instalación típica de un arreglo para realizar la medidor, MF. El valor de calibración de una turbina mediante un probador La figura Puede 12 ilustra esquemáticamente una mediante la bidireccional. apreciarse que la instalación Una vez determinados el mensurando, el principio, instalación dede unpresión arreglo para realizar condiciones contar con típica sensores y temperatura el método y el procedimiento de medición, se debe la calibración de una turbina mediante tanto en la tubería adyacente al medidor (aguas un respectivame identifican las posibles fuentes de incertidumprobador bidireccional.

Puede apreciarse que la temperatura abajo) como en el probador bidireccional. bre. Éstas provienen de los diversos factores ininstalación debe contar con sensores de presión cambian s volucrados en la medición, por ejemplo, y temperatura tanto en la tubería adyacente al medidor (aguas abajo) como en el probador • Los resultados de la calibración del instrubidireccional. mento; 12 / 22 • La incertidumbre del patrón o del material 9.1.2 Organización, modelo matemático de referencia; • La repetibilidad de las lecturas; A partir de un planteamiento de igualdad entre • La reproducibilidad de las mediciones por

P37

Octubre 1 y 2 de 2008

rial de

cambio mentos; como

9.1.2 Organización, modelo matemático A la partir de que un planteamiento igualdad entre la la masa pasa a travésdedel medidor y de masa pasa aa través deldel medidor y de bidirecciola masa masaque que pasa través probador que a través del probador bidireccional es nalpasa es posible determinar el factor de corrección posible determinar el factor de corrección para el para el medidor de volumen, medidor de volumen, MF 

a.

MF 

Donde:

Pp D t E

 p )   20   m   1  N   P F   1 m m   20 

( 1   p( T p  20 ))(

1

[Adimensional]

 1    1  Pp F p

urga ere)

r

e una izar la obador alación eratura (aguas

No existen fugas de fluido entre el medidor y el probador No existe acumulación de fluido en el arreglo hidráulico entre medidor y probador Los factores de corrección por presión y temperatura pueden aproximarse en forma lineal El probador puede tratarse como un cilindro de pared delgada

•

    K  BVP V

•

(24)

Donde:

uiere)

• •

( CTS P )( CPS P )CTLP CPLP  K V  BVP N( CTLm )( CPLm )

s;

Las suposiciones bajo las cuales es aplicable la ecuación 27 son las siguientes:

MF: factor del medidor, [adimensional] N: número de pulsos, [pulsos] MF: Factor del medidor, [adimensional] CTSP: factor de corrección por temperatura en el N: número de pulsos, [pulsos] acero para el probador [adimensional] P: : Factor temperatura CTS factorde de corrección corrección porpor presión en el acero en CPS P el para acero para el probador [adimensional] el probador.

CPS P: P: Factor presiónen enelel CTL factorde de corrección corrección porpor temperatura acero para líquido paraelelprobador. probador, [adimensional] CTL P: P: Factor temperatura en factorde de corrección corrección porpor presión en el CPL el líquido para probador, [adimensional] líquido para el el probador, [adimensional] CTL factorde de corrección corrección porpor temperatura el el CPL P: m: Factor presiónenen líquidopara para el [adimensional] líquido elmedidor, probador, [adimensional] CPL factorde de corrección corrección porpor presión en el CTL m:m: Factor temperatura en líquido para el medidor, [adimensional] el líquido para el medidor, [adimensional] 3 BVP: volumen del probador, [m ] CPL m: Factor de base corrección por presión en el 3 ] Kv: líquido constante [Pulsos/m paradelelmedidor, medidor, [adimensional] 3 p: coeficiente cúbico expansión[m térmia BVP: Volumen base del de probador, ] para el acero, [1/°C] Kv: Constante del medidor, [Pulsos/m3] temperatura en el probador, [ºC] Tp: αp: Coefi ciente cúbico de expansión térmia temperatura en el medidor, [ºC] Tm : para el acero, [1/°C] presión en el probador, [MPa] Pp: TpP : m: Temperatura el probador, [ºC] presión en el en medidor, [MPa] TmD: : Temperatura en el medidor, [ºC] diámetro interno del probador, [m] Pp:E: Presión probador, móduloen deel elasticidad para[MPa] el material del P m: Presión en [MPa] el medidor, [MPa] probador, D:t: Diámetro interno del [m] espesor de la pared delprobador, probador, [m] E:Fp: Módulo decompresibilidad elasticidad para ellíquido material factor de para el en delelprobador, [MPa] probador, [1/MPa] factor de el líquido[m] en t: Fm: Espesor decompresibilidad la pared delpara probador, el medidor, [1/MPa] Factor de compresibilidad para el líquido Fp: 3 p: del fluido en el probador, [kg/m ] en densidad el probador, [1/MPa] 3 densidad del fluido en el medidor, ] Fm:m: Factor de compresibilidad para[kg/m el líquido 3 20: en densidad del fluido a 20°C, [kg/m ] el medidor, [1/MPa]

ρ p: Densidad del fluido en el probador, [kg/m3] : Densidad en el medidor, [kg/m3] Elρmvalor del factordel defluido corrección FM, obtenido mediante la ecuación 27 es aplicable a3] las Densidad del fluido a 20°C, [kg/m ρ20:

condiciones de presión y temperaturas Pm y Tm respectivamente. Si las condiciones de presión y temperatura a factor las cuales se mide el El valor del de corrección FM,volumen obtenido cambian mediantesignificativamente la ecuación 27 esrespecto aplicable de a laslas con-

diciones de presión y temperaturas Pm y Tm respectivamente. Si las condiciones de presión y temperatura a las cuales se mide el volumen 12 / 22 cambian significativamente respecto de las condiciones que imperaron durante la calibración, entonces debe realizarse una nueva calibración del medidor.

P38

La densidad del fluido a las condiciones de 15°C, 20°C y a la temperatura del medidor se obtienen a partir de la aplicación del modelo propuesto en API2540.

El diagrama de árbol es una herramienta muy útil para organizar las fuentes encontrando relaciones causa efecto en el aspecto de incertidumbre. El diagrama de la Figura 13 nos muestra la relación entre el mensurando y las variables de entrada.

Tp

αp

CTSp

ρ20 ρT

Tm

BVP

ρp ρm

K

CTLp

MF CTLm

TT

ρ15 ECF

Pm rep

Fm

CPLm

Fp

CPL p

Pp

N

CPS p



t E D

 

Figura 13. Diagrama de árbol.

9.1.3 Cuantificación En la literatura [5] se distinguen dos métodos principales para cuantificar las fuentes de incertidumbre: El Método de Evaluación Tipo A está basado en un análisis estadístico de una serie de mediciones, mientras el Método de Evaluación Tipo B comprende todas las demás maneras de estimar la incertidumbre.

Asignar valores a la variabilidad de cada fuente, para obtener los valores de la incertidumbre original.

Medidores ultrasónicos empleados en las mediciones de flujo de hidrocarburos líquidos - Experiencia Mexicana 9.1.5 Incertidumbre expandida

Orígenes de la información:

2.

3.

Pruebas, Informes, certificados o registros de calibración.

Especificaciones de fabricantes de instrumentos.

Normas.

La forma de expresar la incertidumbre como parte de los resultados de la medición depende de la conveniencia del usuario. A veces se comunica simplemente como la incertidumbre están9.1.5 Incertidumbre expandida dar combinada, otras ocasiones como un cierto La forma de expresar la incertidumbre algunos como parte número de veces tal incertidumbre, los resultados de la medición depende de la casosderequieren se exprese en términos de un usuario.

A veces se comunica nivelconveniencia de confianzadel dado, etc. En cualquier caso, simplemente comunicar como la sin incertidumbre estándar es indispensable ambigüedades la combinada, otras ocasiones como un cierto número manera en que la incertidumbre está expresada.

9.1.4 Reducción

5ª Jornada Técnica Internacional de Medición de Fluidos Octubre 1 y 2 de 2008

calibración, ibración del

aplicable la

medidor y el el arreglo

presión y orma lineal cilindro de

s de 15°C, obtienen a opuesto en

nta muy útil relaciones dumbre. El la relación ntrada.

Antes de comparar y combinar contribuciones de la incertidumbre que tienen distribuciones diferentes, es necesario representar los valores de 1. Pruebas, Informes, certificados o registros de las calibración. incertidumbres originales como incertidum2. Especificaciones de sefabricantes bres estándar. Para ello determina de la desviacióninstrumentos. estándar de la distribución asignada a cada 3. Normas. fuente.

de veces tal incertidumbre, algunos casos requieren se Factor expresede encobertura términos de un nivel de confianza 9.1.6 y nivel de confi anza dado, etc. En cualquier caso, es indispensable comunicar sin ambigüedades la manera en que la La incertidumbre estándar u c representa un incertidumbre está expresada.

intervalo centrado en el mejor estimado del mensurando que contiene el valor verdadero con una 9.1.6 probabilidad p de 68% aproximadamente, Factor de cobertura y nivel de confianza bajoLa la incertidumbre suposición deestándar que losuposibles valores del c representa un intervalo mensurando siguen una distribución normal. centrado en el mejor estimado del mensurando que

9.1.4 Reducción Criterio: Antes comparar y combinar contribuciones • deTipo de distribución asignado adelala incertiincertidumbre que tienen distribuciones diferentes, dumbre original de fuente. es necesario representar los cada valores de las incertidumbres originales como incertidumbres estándar. Para ello se determina la desviación Resultado: estándar de la distribución fuente.

• Documentar elasignada tipo dea cada distribución.

• Reducción a la incertidumbre estándar Criterio: Tipo distribución asignado a la cada de fuente. incertidumbre original de cada fuente.

contiene el valor verdadero con una probabilidad p

Generalmente se desea una probabilidad mayor, de de 68% aproximadamente, bajo la suposición lo que se obtiene expandiendo el intervalo deuna que los posibles valores del mensurando siguen incertidumbre por un factor k, llamado factor de distribución normal. cobertura. El resultado se llama incertidumbre Generalmente se desea una probabilidad mayor, lo expandida U que se obtiene el intervalo de (27) U = kexpandiendo · uc

de

incertidumbre por un factor k, llamado factor de cobertura. El resultado se llama incertidumbre expandida U

Incertidumbre estándar combinada Resultado: cada fuente a la incertiLa contribución Documentar u eli(y) tipo de de distribución. a la depende incertidumbre de dumbreReducción combinada deestándar la incertidumbre cada fuente.u(xi) de la propia fuente y del impacto estándar de la fuenteestándar sobre combinada el mensurando. Es posible Incertidumbre encontrar que una pequeña fuente a de la alguna La contribución ui(y) de cada variación incertidumbre combinada dependetenga de unlaimpacto de las magnitudes de influencia y del incertidumbre estándar u(xi) de la propiayfuente importante en el mensurando, viceversa.

9.1.7 Informe de resultados

U  k  uc

distribución de probabilidad normal, a partir del resultado de medición y de la incertidumbre estándar del mismo.

: bilidad) Se determina 10

ui(y) por el producto de u(xi) y su coeficiente de sensibilidad ci (o factor de 10 : i (y) = ci · u (xi) sensibilidad) u (25)

ui ( y )  ci  u ( xi )

(27)

MF = 0,999 8 ± 0,0008 con k=2 para un nivel de confianza del orden de 95 %, asumiendo una 9.1.7 Informe de resultados distribución de probabilidad normal, a partir MF = 0,999 ± 0,0008 ycon para un nivel de del resultado de8medición de k=2 la incertidumbre confianza del orden de 95 %, asumiendo una estándar del mismo.

impacto de la fuente sobre el mensurando. Es posible encontrar que una pequeña variación de producto de un u(xi) y su Se determina ui(y) pordeelinfluencia alguna de las magnitudes tenga factor de sensicoefi ciente de sensibilidad ci (o impacto importante en el mensurando, y viceversa.

(25)

Para el ejemplo:

2

u

c

MF  

2

s métodos uentes de Tipo A está na serie de uación Tipo de estimar

2

2

2

[adimensional]

2

2

2

Tamb tabla el vo calibr funció

9.2. E

Estim flujo flujo d

9.2.1

El er medi

  e     

2

La de K-fac

(26)

Fig. 14 Informe de la incertidumbre expandida.

10

Figura 14. Informe de la incertidumbre expandida.

El coefi coeficiente desensibilidad sensibilidad describe, El ciente de describe, quéqué tan tan sensible es el sensible es mensurando conde respecto mensurando con el respecto a variaciones la magnitudade entrada variaciones de la magnitud de entrada correspondiente. correspondiente

13 / 22

Repe

s2 (K

2

10

ada fuente, bre original.

La no [3] re efect incer Este en la

2

  MF    MF    MF     MF u T m   u Ec F    u N    u BVP       Ec F    T m    N  BVP    MF    MF     MF   MF    MF u T  u T p    u P p    u T T    u P m        T  Pm    Tp    P p   T T   MF    MF     MF    MF  u E   rep2 u t    u D    u  p       E   t   p   D 2

Guía medi y la O

Incer La va medi

Para el ejemplo:

2

5

Tecnología

1.

MF = 0,999 8 ± 0,08 % con un factor de cobertura k=2 que corresponde aproximadamente a un nivel de confianza p = 95 %, se cálculo basándose en la

 __ s K 

Dond prueb

P39 14 / 22

omo parte nde de la comunica estándar to número omo parte requieren nde de la confianza comunica spensable estándar ennúmero que la to requieren confianza spensable onfianza en que la n intervalo rando que abilidad p osición de onfianza una niguen intervalo rando que abilidad mayor, lop osición de ervalo de iguen factor una de ertidumbre mayor, lo ervalo de (27) factor de ertidumbre

n nivel de (27) endo una partir del ertidumbre n nivel de endo una partir del ertidumbre

a.

cobertura a un nivel dose en la

a.

cobertura a un nivel

mediciones repetidas al gasto qj:

MF = 0,999 8 ± 0,08 % con un factor de cobertura k=2 que corresponde aproximadamente a un nivel de confianza p = 95 %, se calculó basándose Jornada Técnica Internacionalde de Medición de Fluidos en la5ªGuía para la Expresión Incertidumbres Octubre 1 y 2IUPAC, de 2008 en las mediciones -BIMP, IEC, IFCC, ISO, IUPAP, y la OIML. Publicada por ISO en 1995.

Fig. 14 Informe de la incertidumbre expandida.

s 2 ( KVj ) 

__ 1 n    Kvi ( qj )  Kv j ( qj )  1 i  n 1  

La desviación estándar experimental de la media [pulsos/L] (30) del K-factor, s (Kvj) para cada flujo, ésta dada por:

__estándar experimental de la media del La desviación K-factor, s ( KVJ ) para cada flujo, ésta dada por:  __  1 s K V j   s KV j n  

 

[pulsos/L]

(31)

Expresión de en las 5ª=para Jornada Internacional defactor Medición Fluidos MF 0,999 8Técnica ± 0,08 % API con–Incertidumbres un de de cobertura LaGuía norma delareferencia MPMS. Chapter 5.8 Donde n es el número de repeticiones al flujo de mediciones -BIMP, IEC,aproximadamente IFCC, ISO, IUPAC, Octubre 1 ay 2IUPAP, de 2008 k=2 que corresponde un nivel [3] relaciona el número de pruebas que deben prueba j. La repetibilidad del medidor, en un tiempo y la OIML. Publicada por ISO en 1995. confianza p(entre = 95 %,3 se cálculo en la Donde n es el número de repeticiones al flujo serdeefectuadas y 20) parabasándose obtener una de prueba j. La repetibilidad del medidor, en incertidumbre tipo A del MF menor que 0,027 norma de MPMS. Chapter Guía pararequerimiento la referencia Expresión API dede– Incertidumbres en 5.8 las un tiempo corto puede ser cuantificada como la %.La Este repetibilidad es [3] relaciona-BIMP, el número que deben ser mediciones IEC, de IFCC, ISO, IUPAC, IUPAP, desviación estándar experimental de la media presentado en la Tabla B.1pruebas Proving an Ultrasoefectuadas (entre 3poryISO 20)en para y laFlowmeter.

OIML. Publicada 1995. obtener una14 / 22 para flujo prueba. como la desviación nic cortocada puede serdecuantificada

incertidumbre tipo A del MF menor que 0,027 %.

Este requerimiento de repetibilidad es Chapter presentado La norma de =referencia – MPMS. (Nmayor -anAPI Nmenor / Nmenor ) • 100 5.8 Repetibilidad en la Tabla B.1 Proving Ultrasonic Flowmeter.

[3] relaciona el número de pruebas que deben ser [%] (28) efectuadas (entre 3 y 20) para obtener una - Nmenor /menor Nmenor) que · 1000,027 %.

Repetibilidad =tipo (Nmayor incertidumbre A del MF También, El API – MPMS. Chapter 5.8 provee la [%] (28) Este requerimiento de repetibilidad es presentado tabla B.2 Prover volumen vs meter size que en la Tabla B.1 Proving an Ultrasonic Flowmeter. sugiere el El volumen del probador seleccionar También, API – MPMS. Chapter a5.8 provee la para la calibración de un medidor de flque ujosugiere ultratabla B.2 Prover vs meter size N / N ) · 100 Repetibilidad = (Nvolumen mayor menor menor sónico en función de su tamaño y el número de el volumen del probador a seleccionar[%] para(28) la corridas. calibración de un medidor de flujo ultrasónico en función de El su API tamaño y el número de corridas.

También, – MPMS. Chapter 5.8 provee la tabla B.2 Prover volumen vs meter size que sugiere 9.2.

Ejemplodel 2. Calibración Laboratorio el volumen probador a en seleccionar para la 9.2.

Ejemplo 2.

Calibración en ultrasónico Laboratorio CENAM. calibración de un medidor de flujo en CENAM. función de su tamaño y el número de corridas.

Estimación de la incertidumbre de un medidor de Estimación de la empleando incertidumbreel de un medidor de flujo ultrasónico patrón nacional flujo ultrasónico el patrón para 9.2. fl Ejemplo 2.empleando Calibración en nacional Laboratorio para ujo de líquidos. flujo de líquidos.

CENAM.

9.2.1 Definiciones adicionales

9.2.1 Definiciones adicionalesde un medidor de Estimación de la incertidumbre ultrasónico el patrón nacional ypara Elflujo error relativoempleando entre qv de la referencia qv El error relativo entre qv de la referencia y qv del flujo de líquidos. del medidor se define como: medidor se define como: 9.2.1 Definiciones adicionales

   ___  [%]   K V determinadentre o para el UFM El error relativo qv de y qv(29) del   100 e _ la 1referencia   medidor se define como:  K - factor  configurado en el elemento secndario        ___  [%] (29)   K V determinad Incertidumbre delofactor para el UFM K  e _   1 100 2 La varianza experimental de KVi (qj) = s (KVj), para  configurado en el elemento secndario   K - factorrepetidas mediciones al gasto q j:  

Incertidumbre del factor K La varianza experimental de __KVi (qj) = s2(KVj), n factor K Incertidumbre del 1  para mediciones repetidas gasto qj):2 s2 (K j ( qj   Kv )  Kv ( qj )al

Vj i La varianza de KVi (qj) = s (KVj), para n experimental  1 i 1  mediciones repetidas al gasto qj: [pulsos/L] (30)

estándar experimental de la media para cada flujo Incertidumbre combinada de prueba.

La incertidumbre combinada del factor-K es la raíz cuadrada de la suma de los cuadrados de las Incertidumbre combinada incertidumbres A y tipodelB factor-K que contribuyen La incertidumbretipo combinada es la raíz en la determinación deldefactor-K, para el de ejemcuadrada de la suma los cuadrados las plo las incertidumbres se consideran no correlaincertidumbres tipo A y tipo B que contribuyen en la determinación del factor-K, para el ejemplo las cionadas. incertidumbres se consideran no correlacionadas.

Las incertidumbres incertidumbres Tipo A A son son determinadas determinadas Las estadísticamente. La La incertidumbre incertidumbre de estadísticamente. de una magnitud de entrada entrada Xii obtenida obtenida a partir partir de de magnitud observaciones repetidas repetidas bajo bajo condiciones condiciones de observaciones de repetibilidad, sese estima concon basebase en laen dispersión de repetibilidad, estima la disperlos resultados individuales. sión de los resultados individuales.

 __  u A1 ( KVj )  s K V j   

[pulsos/L]

(32)

 

 

__

__ uB ( N )

La ince medidor

__ 2 uC ( KV

__ 2 uC ( KV

Las de frecuente sensibilid mensura magnitud

Las incertidumbres Tipo B son aquellas que se

Las incertidumbres B son aquellas quepor se obtienen por métodos Tipo diferentes a la estadística, obtienen por métodos diferentes a la estadístiejemplo, Las fuentes de incertidumbre tipo B son ca, por ejemplo, Las fuentes de incertidumbre cuantificadas usando información externa u tipo B sonporcuantifi cadas usando obtenida experiencia.

Estas información fuentes de externa u obtenida información pueden por ser: experiencia. Estas fuentes de información pueden ser: Certificados de calibración Manuales del instrumento de medición, •especificaciones Certificadosdel deinstrumento. calibración •Normas Manuales del instrumento de medición, o literatura especifi caciones del instrumento.

Valores de mediciones anteriores •Conocimiento Normas o literatura sobre las características o el •comportamiento Valores de mediciones anteriores del sistema de medición

Conocimiento sobre las características o el comportamiento del estas sistema de medición y para el medidor bajo prueba, provienen de la

__ uC ( KV )

Incertidu

•

incertidumbre estándar combinada del patrón de yreferencia para el medidor bajo prueba, con estasunprovienen empleado expresada nivel de de la incertidumbre estándar combinada del confianza del 68%.

1   media del __de referencia empleado expresada con patrón La de)la s 2 (desviación KVj )  __estándar ( qj )  Kv j ( qj   Kviexperimental  u ( ) confi uC ( Patrón ) 68%. [pulsos/L] (33) 1 i  un nivel anza del B K Vjde ) para K-factor, s (nK  cada flujo, ésta dada  por: VJ1 __ __ [pulsos/L] (30)   1 Donde:uB ( K vj) = uc (Patrón) [pulsos/L] (33) s K V j   s KV j [pulsos/L] (31) n uC – Incertidumbre estándar combinada del patrón __estándar experimental de la media del La desviación CENAM. Donde n es el número de repeticiones al flujo de K-factor, s ( KVJ ) para cada flujo, ésta dada por: prueba j.

La repetibilidad del medidor, en un tiempo  __  1 s K V j   s KV j [pulsos/L] (31) P40 Para el conteo de los pulsos del medidor, N, nosotros tomamos una distribución uniforme (no n   existe posibilidad de ocurrencia fuera de los límites Donde n es el número de repeticiones al flujo de n

5ª Jor

La incert con un fa para ef aproxima calculó Incertidu IUPAC, I el ejempl

__

__ estadísticamente. La incertidumbre de una n  KV 2 2 magnitud de entrada Xi obtenida aMedidores partir de ultrasónicos [pulsos/L] de(36) u en ( xi )las mediciones uC ( KV ) empleados flujo xi de hidrocarburos líquidosi -1 Experiencia Mexicana observaciones repetidas bajo condiciones de _____ repetibilidad, se estima con base en la dispersión de Las derivadas derivadasparciales parciales son KVi /x i Donde: son frecuen∂ Kv /∂x los resultados individuales. frecuentemente llamadas coeficientes de



u A1 ( KVj )  s K V j 

[pulsos/L]

temente llamadas coeficientes de sensibilidad,

(32)

 de los pulsos del medidor, N, Para el conteo nosotros tomamos una distribución uniforme Lasexiste incertidumbres Tipo B sondeaquellas que se (no posibilidad de ocurrencia fuerade de los 5ª Jornada Técnica Internacional Medición Fluidos obtienendeterminados por métodos diferentes laOctubre estadística, 1 y 2 depor 2008 límites por la adistribución), la ejemplo, Las fuentes incertidumbre es tipo de B: incertidumbre tipo B son

sensibilidad, estos describen, qué tan sensible es el estos describen, qué tan sensible es el mensumensurando con respecto a variaciones de la rando con respecto a variaciones de la magnitud magnitud de correspondiente. entrada correspondiente. de entrada

__ __ __ uC ( KV )  uB2 ( V )  uB2 ( N )  u A21 ( KV ) [pulsos/L]

(37)

Tecnología

uC Incertidumbre estándar combinada del patrón- CENAM.  __ 

5ª Jornada Técnica Internacional de Medición de Fluidos cuantificadas usando información externa u __ Octubre 1 y 2 de 2008 __ obtenida por experiencia.

Estas fuentes de __ __ desviación __  K  K 2 2 2 V V información pueden 2 ser: cada flujo  u  u K ( ) ( ) ( ) (  u  u K  C V A1 V) __ __ __ __ [pulsos] (34) uB ( N )  V N Certificados de 12 calibración N V desviación __ Manuales 2del instrumento de medición, cada flujo [pulsos/L] (38) [pulsos] (34) el uespecificaciones N) del instrumento.

B (incertidumbre La estándar combinada para es la raíz 12escribirse como: Normaspuede o literatura medidor Incertidumbre expandida, U es: os de las La Valores de mediciones anteriores incertidumbre estándar combinada para el __ __ uyen en la medidor LaConocimiento incertidumbre estándar combinada para el sobre las características o el __pueden escribirse como: U ( K )  k  u ( K (39) es la raíz V j C V j ) [pulsos/L] 2 emplo las medidor puede escribirse como: de medición [pulsos/L] (35) 12 ucomportamiento ui2del ( xi )sistema os de las C ( KV )  onadas. i 1 uyen en la __ n erminadas y para el medidor bajo __ prueba, estas provienen de la La incertidumbre expandida del UT factor del factor Kv y 2 emplo las Kv y se expresa La incertidumbre expandida U12 de una [pulsos/L] (35) nestándar uC ( K__ )  ui2 (Kxi ) combinada T incertidumbre del patrón de V se expresa con un factor de cobertura k basado 2 onadas.

2 V con un factor de cobertura k basado en la distribución -t partir de i 1 u ( xi ) [pulsos/L] uC ( KV )  referencia empleado expresada con un nivel (36) de grados que efectivos de en ladistribución -t para de vef libertad rminadas  x __ ef grados efectivos corresponden para i 1 ciones de confianza del 68%. i _____ libertad que corresponden aproximadamente a __ de una n  KV parciales aproximadamente a un nivel de confianza p  95 %, y se 2 __ persión de 2 Las derivadas  KV /xi son partir de [pulsos/L] (36) ( ) u ( x )  u K un nivelbasándose de confianza %, y laseExpresión calculó de = 95 para C V i calculó en lap ~ Guía ufrecuentemente ( Patrón ) [pulsos/L] B ( K Vj )  u coeficientes (33) de i C1 xi llamadas ones de basándose enenlalasGuía para -BIMP, la Expresión de ISO, Incertidumbres mediciones IEC, IFCC, _____ sensibilidad, estos describen, qué tan sensible es el persión de Incertidumbres lasPublicada mediciones -BIMP, IEC, Vea IUPAC, IUPAP, y en OIML. por ISO en 1995.

Las derivadas parciales  KV /xi son Donde: mensurando con respecto a variaciones de la IFCC, ISO,enIUPAC, y OIML. Publicada por el ejemplo la tablaIUPAP, 5. llamadascombinada coeficientes de estándar ufrecuentemente C – Incertidumbre magnitud de entrada correspondiente. del patrón] (32) ISO en 1995. Vea el ejemplo en la tabla 5. sensibilidad, estos describen, qué tan sensible es el CENAM. mensurando con respecto a variaciones de la __ __ correspondiente. __ magnitud de entrada (32) 2 pulsos del 2 2 de los medidor, N,) Coeficiente as que se Para el conteo Incertidumbre Grados ( ) ( ) ( ) ( u K u V  u N  u K (u . Ci)2 u . Ci Incertidumbre C VUnidad BFuente de Btipo A o tipo BA1 Incertidumbre V de Cantidad o tomamos de Valor nosotros una distribución uniforme (no Sensibilidad (pulsos/L)2 Libertad dística, por característica (pulsos/L) Incertidumbre (distribución) original estándar (u) (Ci) __ [pulsos/L] (37) __ __ existe posibilidad de ocurrencia fuera de los límites tipo B son 1.05•10-4 0.5774 as que seu 1 determinados Pulsos ( Kpor ((Rectangular) )B u A21 ( KV(pulsos) )2.00 u50C562,00  uB2 (prueba V )  uB2la Nincertidumbre la distribución), 3.65•10-9 50 6.041•10-5 externa V )Pulsos (pulsos) (1/L) NDiv dística, por __ __ es tipo B: entes de [pulsos/L] (37) Volumen __ __ po B son B 2 -5.54E-04 determinado  K VL 2CENAM KV 2 3.676 (L) 1.8109 (L) 50 -1.003•10-3 1.01•10-6 9 556,632 2 poruel patrón  u  u K ( ) ( ) ( ) (  u  K (Normal; k=2.03) (Pulsos/L2) __ xterna u Cvp V A1 V) __ __ __ V N __ entes de N  __ V 0.00062 A Repetibilidad __ __ 0.00062 5 6.158•10-4 3.79•10-7 prueba  K  Kpulsos/L desviación 0,001 508 1 2 medición, 3 estándar V (Normal;2 k=1) 2 (pulsos/L) (pulsos/L) [pulsos/L] (38)  u__ )  u A1 (ver K ( __V  u__ )  ( __ ) 1 uC ( K(KV) V)  VNota



  

medición,

cas o el ón

cas ienenodeel la npatrón de

n nivel de enen de la patrón de nivel (33) de

(33) del patrón-

V N K factor promedio 5,290 78 pulsos/L expandida, U es: Vpromedio) (KIncertidumbre __ __ [pulsos/L]

V

N

U ( K V j )  k  uC ( KV j ) [pulsos/L]

Incertidumbre expandida, U es: __

15 / 22 (38) (39)

__

Suma de (uCi)2

Incertidumbre estándar combinada (uc) 1,178•10-3 ver ecuaciones

U ( K V j )  k  uC ( KV j ) [pulsos/L]

1.388•10-6

35-41 (39) La incertidumbre expandida UT del factor Kv y se expresa Grados efectivos 39 de libertad con un factor de cobertura k basado en la distribución -t para ef grados efectivos de libertad que corresponden Factor de La incertidumbre expandida UT del factor Kv y se expresa cobertura, K aproximadamente a un nivel de confianza p  95 %, y se 2,07 (nivel de con un factor de cobertura k basado en la distribución -t calculó basándose en la Guía para la Expresión de confianza, 95 %) para ef grados efectivos de libertad que corresponden Incertidumbres en las mediciones -BIMP, IEC, IFCC, ISO, aproximadamente un nivel de confianza p %, yVea se IUPAC, IUPAP, y aOIML. Publicada por ISO en95 1995.

Incertidumbre 2,43•10-3 expandida calculó basándose en la Guía para la Expresión de el ejemplo en la tabla 5.

U (k=2,07) 0,046 % Incertidumbres en las mediciones -BIMP, IEC, IFCC, ISO, ver ecuación 42 IUPAC, IUPAP, y OIML. Publicada por ISO en 1995. Vea Tabla 5. Ejemplo determinación de la incertidumbre del K facto de un medidor de flujo ultrasónica el ejemplo en la tabla 5. empleando el patrón nacional para flujo de líquidos.

del patrónedidor, N, forme (no Nota 1. Esta incertidumbre original es la desviación estándar los límites de valores replicados a un gasto determinado. edidor, N, ertidumbre orme (no los límites

P41

5ª Jornada Técnica Internacional de Medición de Fluidos Octubre 1 y 2 de 2008

10.

PRUEBAS – LABORATORIO CENAM

10.

PRUEBAS – LABORATORIO CENAM Pruebas metrológicas a medidores de de flujo

El ajuste de “zero” se efectuó al inicio de las pruebas.

ultrasónico de 3, 4 y 5 canales, tipo tiempo de

Pruebas metrológicas a medidores de de flujo tránsito efectuadas con el objeto de obtener la ultrasónico de 3, 4 y 5 canales, tipo tiempo de aprobación de modelo del medidor de flujo. tránsito efectuadas con el objeto de obtener la aprobación de modelo del medidor de flujo.

Resultados de las pruebas de calibración

Resultados de las pruebas de calibración

Los medidores se probaron en el alcance de medición de 100 L/min a en 12 el000 L/min, Los medidores se probaron alcance de de acuerdo a los requerimientos metrológicos de la medición de 100 L/min a 12 000 L/min, de acuerdo recomendación de la OIML (Organización Intera los requerimientos metrológicos de la nacional de Metrología “Measuring recomendación de la Legal) OIML R 117 (Organización systems other than water”, sin llevar acabo Internacional de Metrología Legal) R 117 ningún ajuste que modifi cará el comportamiento “Measuring systems other than water”, sin llevar del medidor. acabo ningún ajuste que modificará el comportamiento del medidor.

Para las aplicaciones de transferencia de custo-

dia en industria del los medidores Para laslaaplicaciones de petróleo transferencia de custodia de en la industria del deben petróleoser loscalibrados medidores y/o de flujo flujo ultrasónico verifiultrasónico deben ser calibrados y/o verificados cados periódicamente, de conformidad con los periódicamente, de conformidad los métodos métodos previstos en el API- con MPMScapitulo 4 previstos ende el pruebaAPI- MPMScapitulo4.2 4 -ySistemas - Sistemas secciones 4.6. de prueba- secciones 4.2 y 4.6.

En relación a los errores máximos permisi-

En relación a los máximos que permisibles, la bles, la OIML R errores 117 establece aún cuando OIML R 117 establece que aún cuando se se establecen valores máximos de error, es obliestablecen valores máximos dedecorrección error, esdel gatorio aplicar los factores obligatorio aplicar los factores de corrección del sistema de medición que eliminen las diferencias sistema de medición que eliminen las diferencias en la medición. en la medición.

Esta prohibido por la ley manipular los factores

Esta prohibido por la ley manipular los factores de de corrección, aún cuando los errores sean mecorrección, aún cuando los errores sean menores nores a los errores máximos permisibles. a los errores máximos permisibles.

Los medidores de flujo flujoultrasónico ultrasónico deben Los medidores de deben serser calibrados y/o verifi cados bajo las condiciones calibrados y/o verificados bajo las condiciones de de trabajo periódicamente. trabajo periódicamente.

10.1.Resultados Resultadosdede pruebas calibración 10.1. laslas pruebas de de calibración Durante pruebas, sesellevo llevoa cabo a cabo la Durante las pruebas, la deterdeterminación factorKKv del error deldel v yydel errorrelativo relativo minación del delfactor medidor respecto al factor Kv, configurado por medidorcon con respecto al factor Kv, configurado el en elen elemento secundario, a porfabricante el fabricante el elemento secundario, diferentes valores de flujo sin llevar sin a diferentes valores de volumétrico flujo volumétrico acabo ningún ningún ajuste ajuste de acuerdo con con lo lo llevar acabo de acuerdo especificado por el punto 2.6.2 de OIML R 117 y y especificado por el punto 2.6.2 de OIML R 117 se verificó que el error máximo fuera menor que lo se verificó que el error máximo fuera menor que especificado en elen renglón B de laBtabla 2 de OIML lo especificado el renglón de la tabla 2 de R 117.

OIML R 117.

Fig. 15. Instalación de un medidor de flujo ultrasónico Figura 15. de Instalación medidor de figura flujo ultrasónico tipo tiempo transitode deun 200 mm. La de arriba tipo tiempo de transito de 200 mm. La figura de arriba muestra la insmuestra la instalación en condiciones ideales, la figura talación en condiciones ideales, la figura de abajo la instalación de abajo la instalación del medidor después de dos del medidor después de dos codos de 90° fuera de plano. codos de 90° fuera de plano.

El ajuste de “zero” se efectuó al inicio de las pruebas.

17 / 22

P42

Medidores ultrasónicos empleados en las mediciones de flujo de hidrocarburos líquidos - Experiencia Mexicana

Tecnología

5ª Jornada Técnica Internacional de Medición de Fluidos Octubre 1 y 2 de 2008

Error relativo en función del Número de Reynolds 1,00 0,80 0,60

e (%)

0,40 0,29 %

0,20 0,00 -0,20

0,34 %

0,30 %

-0,40 -0,60 -0,80 -1,00 0,00E+00

2,50E+05

5,00E+05

7,50E+05

1,00E+06

1,25E+06

1,50E+06

1,75E+06

2,00E+06

Re (adimensional) Prueba 1. Prueba preeliminar antes de corrección Prueba 3. Condiciones ideales sin acondicionador de flujo Prueba 5. Dos codos de 90° fuera de plano

Prueba 2. después de la corrección Prueba 4. Condiciones ideales con acondicionador de flujo

Grafica 1. Pruebas en laboratorio CENAM. La gráfica muestra el error obtenido en las diferentes pruebas de

caracterización del medidor flujo ultrasónico de 4 canales, tipo tiempo de tránsito. Las flechas indican la dispersión de los resultados.

Factor Kv en función del número de Reynolds 5,3400 5,3300 5,3200 0,22 %

factor Kv es/L)

5,3100 5,3000

0,078 %

5,2900 5,2800 5,2700

± 03 %

5,2600 5,2500

2%

5,2400 5,2300 0,00E+00

2,50E+05

5,00E+05

7,50E+05

1,00E+06

1,25E+06

1,50E+06

1,75E+06

2,00E+06

Re (adimensional) Prueba 1. Prueba preeliminar antes de corrección

Prueba 2. Después de la corrección

Prueba 3. Condiciones idiales sin acondicionador de flujo

Prueba 4. condiciones ideales con acondicionador de flujo

Prueba 5. Dos codos de 90° fuera de plano

Grafica 2. Pruebas en laboratorio CENAM. Resumen de los resultados de la diferentes pruebas de caracterización del medidor flujo ultrasónico de 4 canales, tipo tiempo de tránsito.

P43 18 / 22

5ª Jornada Técnica Internacional de Medición de Fluidos Octubre 1 y 2 de 2008

Kfactor (pulsos/L)

Factor K en función del flujo volumétrico 3,012 3,011 3,010 3,009 3,008 3,007 3,006 3,005 3,004 3,003 3,002 3,001 3,000 2,999 2,998 2,997 2,996 2,995 2,994 2,993 2,992 2,991 2,990 2,989 2,988

OIML R 117 Error máximo permisible ± 0,2 %

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

qv (L/min) Prueba 1

Prueba 2

.

Prueba 3

Grafica 3. Pruebas en laboratorio CENAM. Resumen de los resultados de la diferentes pruebas de caracterización del medidor flujo ultrasónico de 5 canales, tipo tiempo de tránsito.

Factor K en función del flujo volumétrico 6,340

OIML R 117 errores máximos permisibles ± 0,2 %

6,330

Factor Kv (p/L)

6,320 6,310

0,6 %

6,300

0,3 %

6,290

0,1 %

0,07 %

Observe, que los flujos bajos están fuera del 10 % del alcance de operación del medidor.

Incertidumbre expandida ± 0,1 %, flujo bajo ±0,16 % Repetibilidad 0,02 %

6,280 6,270 6,260 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

qv (L/min) Prueba 1

Prueba 2

Prueba 3

Prueba 4

Prueba 5 probador compacto 2005

Grafica 4. Resumen de los resultados de la diferentes pruebas de caracterización de un medidor flujo ultrasónico de 4 canales, tipo tiempo de tránsito.

P44 19 / 22

Medidores ultrasónicos empleados en las mediciones de flujo de hidrocarburos líquidos - Experiencia Mexicana

Tecnología

5ª Jornada Técnica Internacional de Medición de Fluidos Octubre 1 y 2 de 2008

Error relativo en función del flujo volumétrico 0,50 0,40

OIM L R 117 er r o r es máximo s p er misib les

0,30

e (%)

0,20 0,10 0,00 -0,10 -0,20 -0,30 -0,40 -0,50 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

qv (L/m in) Prueba 1

Prueba 2

Prueba 3

Prueba 4

Probador compacto 2005

Grafica 5. Pruebas en laboratorio CENAM. Resultados de la diferentes pruebas de caracterización del medidor de medidor flujo ultrasónico de 4 canales, tipo tiempo de tránsito.

Error relativo en función del flujo volumétrico

2,00 1,50 1,00

e (%)

0,50 0,00 -0,50 -1,00 -1,50 -2,00 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

qv (L/min) Prueba 1CENAM

Prueba 2 CENAM

Prueba 3 CENAM

Prueba 4 CENAM

Diesel 17-10-2004 Probador bidireccional

Diesel 11-10-2003 Probador Bidireccional

Diesel 03-06-2005 Probador Compacto

Magna 17-10-2004 Probador Bidireccional

Magna 12-02-2003 Probador Bidireccional

Turbosina 07-05-2005 Probador Compacto

Crudo Itsmo 27-03-2003 Probador Bidireccional

Crudo Maya 25-06-2003 - Probador Bidireccional

CENAM Probador compacto 2005

Grafica 6. Pruebas en laboratorio CENAM y en sitio empleando como patrón de referencia probadores. Resumen de los resultados de la diferentes pruebas de caracterización del medidor flujo ultrasónico de 4 canales, tipo tiempo de tránsito

10.2. Discusión de los resultados Los resultados que se muestran en la gráfica 1, incluyen condiciones de instalación ideales con y sin acondicionador de flujo y condiciones donde se

propició la generación vórtices severos y perfiles asimétricos. Estos resultados corresponden a un medidor de 4 trayectorias e indican que los errores están dentro de los errores máximos permisibles con excepción de los resultados de la prueba 5 donde el medidor fue instalado aguas abajo de dos

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10.2. Discusión de los resultados

en la distribución –t para vef grados efectivos de libertad que corresponden aproximadamente a un nivel de confianza p =~ 95 %, y se calculó basándose en la Guía para la Expresión de Incertidumbres en las mediciones -BIMP, IEC, IFCC, ISO, IUPAC, IUPAP, y OIML. Publicada por ISO en 1995.

Para el flujo bajo la incertidumbre en el peor de los casos fue de ± 0,16 %. La repetibilidad que muestra el medidor es de 0,02 % en promedio.

Los resultados que se muestran en la gráfica 1, incluyen condiciones de instalación ideales con y sin acondicionador de flujo y condiciones donde se propició la generación vórtices severos y perfiles asimétricos. Estos resultados corresponden a un medidor de 4 trayectorias e indican que los errores están dentro de los errores máximos permisibles con excepción de los resultados de la prueba 5 donde el medidor fue instalado aguas abajo de dos codos de 90° fuera de plano. La prueba 5 muestra la ineficiencia del acondicionador de flujo para esa instalación ya que los resultados indican que no posee la capacidad de eliminar el vórtice y la distorsión severa generados por la instalación.

La dispersión de los resultados es mayor a flujo bajo 0,34 % mientras que a flujo alto es de 0,29 %.

La prueba 5 mostrada en la gráfica 4 indica que los resultados obtenidos en la calibración del UMF empleando como patrón de referencia un probador compacto y agua como fluido de trabajo están fuera de los errores máximos permisibles según OIML R 117.

En la grafica 5 podemos observar el error de los resultados de las pruebas mostradas en la gráfica 4.

La gráfica 2 muestra el factor Kv del medidor en función del número de Reynolds, las barras verticales nos indican la incertidumbre de medición. Observe, que la incertidumbre de los resultados se mantiene “constante” en periodos cortos –condiciones de repetibilidad. Los resultados de la prueba 5 muestran el cambio en el factor Kv debido a la configuración de 2 codos de 90° acoplados uno tras otro lo que produce un vértice intenso (corriente de eddy) y un perfil asimétrico.

La grafica 6 muestra un resumen de las pruebas realizadas en laboratorios CENAM con agua y las pruebas en sitio empleando probadores compactos y probadores bidireccionales con diferentes productos derivados del petróleo.

Los resultados fuera de los errores máximos permisibles fueron obtenidos empleando como patrón de referencia probadores compactos, así mismo, la prueba 27-03-2008 efectuada con un probador bidireccional empleando crudo istmo están fuera de los errores máximos permisibles debido a que las pruebas de calibración se efectuaron con un probador bidireccional de tamaño inadecuado para el UFM.

La gráfica 3 muestra los resultados de 3 pruebas de caracterización con agua de un medidor flujo ultrasónico de 5 canales, tipo tiempo de tránsito. Se puede observar que los resultados están dentro de los errores máximos permisibles de acuerdo a la OIML R 117, excepto a los gastos de 2 000 L/min y 1 000 L/min donde el medidor muestra en su comportamiento un punto de inflexión, la incertidumbre de medición en el peor de los casos fue de ± 0,1 % con k=2 y un nivel de confianza de aproximadamente del 95%.

11. CONCLUSIONES • Los resultados muestran que los medidores de flujo ultrasónico de 3 o más canales, tipo tiempo de transito, en general cumplen los requerimientos para las clases de exactitud 0.3 y 0.5 según OIML R 117.

En la gráfica 4 se muestran los resultados del factor Kv de un medidor ultrasónico de 4 trayectorias. La dispersión de los resultados es de 0,07 % para flujo alto y de 0,6% para flujo bajo (gastos menores al 10 % del alcance de medición del UFM).

• Este tipo de medidor puede ser empleado en sistemas de medición instalados en tuberías en aplicaciones de transferencia de custodia y metrología legal, en aplicaciones de la medición de fluidos tales como: crudos y productos terminados del petróleo y otros productos semejantes siempre y cuando se calibren en sitio con el producto y las condiciones de operación de cada instalación.

La incertidumbre expandida de los resultados del factor Kv, con excepción del flujo bajo, fue de ± 0,1 % con un factor de cobertura k basado

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Medidores ultrasónicos empleados en las mediciones de flujo de hidrocarburos líquidos - Experiencia Mexicana

[1] Werner Braunbek – Física Para Todos,

Editorial Labor – Edición 1964.

[2] Baker R. C., Flow Measurement Handbook, Cambridge University Press, 2000 [3] API - Manual of Petroleum Measurement Standards – Chapter 5 – Metering- Section 8 – Measurement of liquid Hydrocarbons

by Ultrasonic Flow meters Using Transit Time Technology. First Edition, February 2005.

• El medidor debe ser calibrado, en conjunto con su acondicionador de flujo si la tuberia recta aguas arriba del medidor es menor que 20 (L/D < 20), en sitio bajo las condiciones de operación del sistema de medición y con cada producto a manejar.

[4] International Recommendation OIML R 117 Measuring systems for liquids other than water. International Organization of Legal Metrology (OIML), 1995.

• La calibración y/o verificación de los medidores de flujo ultrasónico, tipo tiempo de transito debe efectuarse siguiendo las recomendaciones del Apéndice B de la • sección 8 del capituló 5 del MPMS“Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 5 – Metering, Section 8- Mesurement of liquid Hydrocarbons by Ultrasonic Flow Meters Using Transit Time Technology” del API.

• Los resultados obtenidos, durante las pruebas efectuadas en el CENAM y las efectuadas por un laboratorio secundario acreditado, muestran que este tipo de medidores de flujo no deben calibrarse empleando patrones de referencia de desplazamiento positivo tipo pistón llamados “Probadores Compactos”, debido a que en la operación del pistón el flujo sufre inestabilidad instante y que se observa como una pobre repetibilidad y un error significativo fuera de la exactitud propia del medidor y los errores máximos permisibles exceden las recomendaciones de OIML R 117.

[5] ISO/IEC/BIPM/OIML - Guide to the

Expression of Uncertainty in Measurement – 1995.

[6] Mattingly, G. E. and Yeh, T. T., Effects of Pipe Elbows and Tube Bundles on Selected Types of Flowmeters, Flow Measurement and Instrumentation Journ., Vol 2, Jan 1991, pp 4-13.

• El cero del medidor debe ser verificado con el elemento primario lleno y cerrando una válvula aguas arriba del medidor para garantizar que no existe flujo a través del medidor, se recomienda seguir las instrucciones del fabricante para efectuar el cero. En caso de efectuar un cero se recomienda efectuar la verificación del sistema de medición.

P47

Tecnología

REFERENCIAS

• Estos medidores deben de cumplir con las recomendaciones para la instalación de la sección 8 del capituló 5 del MPMS • “Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 5 – Metering, Section 8- Mesurement of liquid Hydrocarbons by Ultrasonic Flow Meters Using Transit Time Technology” del API (American Petroleum Institute).

Validación del uso de los

Medidores de Flujo Másico

Tipo Coriolis como Patrones de Referencia en Aplicaciones de Transferencia de Custodia.

Dario A. Loza Guerrero (aloza@cenam.mx) Emmanuel Ríos Carrizalez (erios@cenam.mx) Centro Nacional de Metrología CENAM Municipio del Marqués, Querétaro, México

Todas las teorías son legítimas y ninguna tiene importancia. Lo que importa es lo que se hace con ellas. Jorge Luis Borges (1899-1986) Escritor argentino

Conjunto de teorías y de técnicas que permiten el aprovechamiento práctico del conocimiento científico, orientados a producir bienes y servicios de utilidad económica, social, y política.

En esta sección, cada semestre, expertos nacionales y/o extranjeros, ofrecerán artículos técnicos que buscan sensibilizar a nuestros lectores, acercándolos con conocimiento, a la aplicación de la metrología en las diferentes actividades de nuestra sociedad.

Resumen En este trabajo se presentan los resultados y la incertidumbre asociada a los mismos del proceso de confirmación metrológica efectuada a los medidores de flujo másico tipo coriolis (CMF) empleados como patrones de referencia en la calibración de medidores de flujo en aplicaciones de transferencia de custodia en sitio.

Los medidores fueron evaluados inicialmente con el Patrón Nacional para Flujo de Líquidos, establecido en México, por el método gravimétrico con agua como fluido de trabajo. Se efectuó la validación de su comportamiento metrológico en sitio empleando un probador bidireccional y productos derivados del petróleo como fluido de trabajo. Las características determinadas fueron: el error, el factor del medidor (MF) y el K-factor a diferentes flujos másicos. Los resultados obtenidos se compararon y se puede concluir que son equivalentes.

P48

1.

INTRODUCCIÓN

Los múltiples procesos de transferencia de custodia en la industria del petróleo, demandan del uso de sistemas de medición de caudal con características metrológicas especiales para cumplir con los cada vez más exigentes requisitos establecidos en las normas de referencia y/o en los contratos de compra venta correspondientes.

En el balance energético nacional, los hidrocarburos continúan siendo la principal fuente de energía producida en el país, con una aportación el 90.5%1. En 2009 la producción de energía primaria totalizó 9,852.9 petajoules (PJ)2 .

La energía producida a partir de fuentes renovables representó 6.2%, la energía nuclear aportó 1.1% y el carbón mineral 2.2%.

México continuó siendo un exportador neto de energía primaria, al exportar 2,868.7 PJ en 2009.

Prácticamente el total (99.9%) correspondió a las exportaciones de petróleo crudo.

La oferta interna bruta de energía fue equivalente a 8,246.96 PJ. En tanto, las importaciones totales representaron 20.1% de la oferta. Por su parte, 35.0% de la producción nacional fue enviada al exterior.

A partir del petróleo crudo se obtiene toda una gama de productos derivados que dan origen a diferentes mercados. Los productos petrolíferos más importantes son el gas licuado, las gasolinas, el diáfano, la turbosina, el diesel, el combustóleo, las grasas, los lubricantes y el asfalto.

Además, la industria petroquímica produce multitud de productos.

La necesidad de regular la comercialización del petróleo crudo y sus derivados de acuerdo a las normas internacionales tiene el propósito de asegurar la equidad en el intercambio de productos y la equidad entre vendedores y compradores.

1.2 Marco normativo actual 6ª Jornada Internacional de Medición de Fluidos La ISO/IEC 17025 – Requisitos para la Junio 28generales al Julio 1 de 2011 competencia de los laboratorios de ensayo y de calibración, establece en el punto 5.4.5 ValidaValidación de métodos ción de métodos lo siguiente: Confirmación por examen y la provisión de evidencia 5.4.5.1 La objetiva validación es confirmación, a de laque se través del examen y el aporte de cumplen los requisitos evidencias objetivas, se cumplen particulares para de unque uso los requisitos particulares para un uso específico propuesto

específico previsto.

5.4.5.2 El Laboratorio debe validar los métodos La validación de métodos es requerida cuando los no normalizados. métodos no han aceptadosde cabalmente porque la 5.4.5.3 La gama ysido la exactitud los valores comunidad de expertos o se pretende modificar un se obtienen empleando métodos validamétodo en alguno de susnecesidades aspectos. dosaceptado deben responder a las de los clientes.

Figura 1. Consumo de energía del sector transporte 2009 (estructura porcentual por subsector y energético).

Figura 1. Consumo de energía del sector transporte 2009 (estructura porcentual por subsector y energético).

A partir del petróleo crudo se obtiene toda una gama de productos derivados que dan origen a diferentes mercados. Los productos petrolíferos 1 más importantes son el gas licuado, las gasolinas, Balance Nacional de Energía 2009 - Publicación de la Secretaria diáfano, la turbosina, el diesel, el combustóleo, deel Energía - México.

2 las grasas, los lubricantes y el asfalto. Además, la El Balance Nacional de Energía utiliza el joule (J) como unidad industria petroquímica produce multitud de común.

De acuerdo con la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, el Sistema General de Unidades de Medida es el único insproductos.

trumento legal de uso obligatorio en los Estados Unidos Mexicanos, donde se determina que la cantidad de calor y de energía debe La necesidad regular laa 947.08 comercialización del medirse en joule. 1 de PJ corresponde barriles de petróleo petróleo crudo y sus derivados de acuerdo a las crudo equivalentes

normas internacionales tiene el propósito de asegurar la equidad en el intercambio de productos y la equidad entre vendedores y P49 compradores.

Proceso de validación:  Identificar el método sujeto a validación y Validación de métodos - Confirmación el uso específico propuesto. examen y la provisión de evidencia  por Decidir el método de validación objetiva de que se cumplen los requisitos  Realizar los estudios, pruebas, etc., para particulares para un uso específico la validación  propuesto Registrar los resultados de tales actividades.

La validación de métodos requerida cuandolos los  Declarar si el esmétodo cumple métodos no han sido aceptados cabalmente requisitos para el uso específico o no.por la comunidad de expertos o seuna pretende modificar Técnicas (puede aplicarse combinación de unellas): método aceptado en alguno de sus aspectos.

1. Calibración con patrones (o materiales) de Proceso de validación: referencia 2. Comparación con resultados de otros • Identifi car el método sujeto a validación métodos y el uso específico propuesto.

3. Comparaciones entre laboratorios • 4. Decidir el método de Evaluación sistemáticavalidación de magnitudes de • Realizar los estudios, pruebas, etc., para influencia validaciónde la incertidumbre con base 5. laEvaluación en conocimiento científico En ese sentido, la recomendaciones del API MPMS - Capítulo 4 no contempla el uso de

Tecnología

Validación del uso de los medidores de flujo másico tipo coriolis como patrones de referencia en aplicaciones de Transferencia de Custodia

• •

Registrar los resultados de tales actividades.

Declarar si el método cumple los requisitos para el uso específico o no.

Técnicas (puede aplicarse una combinación de ellas): 1. Calibración con patrones (o materiales) de referencia 2. Comparación con resultados de otros métodos 3. Comparaciones entre laboratorios 4. Evaluación sistemática de magnitudes de influencia 5. Evaluación de la incertidumbre con base en conocimiento científico En ese sentido, la recomendaciones del API MPMS - Capítulo 4 no contempla el uso de medidores de flujo másico como patrones de referencia, sin embargo, el API MPMS capítulo 5 sección 6 describe el método para utilizarlos como medidores de referencia.

Las técnicas de calibración en sitio nos permiten calibrar los sistemas de medición bajo las condiciones de instalación y operación de los sistemas empleando patrones de referencia.

• • •

sistemas de medición de flujo metrológicamente independientes mantenidos en la División de Flujo y Volumen del CENAM y un patrón de flujo másico tipo coriolis, como patrón de transferencia se brado tres sistemas de empleósimultáneamente un medidor de flujopor tipolos turbina.

El vol tempera

medición descritos arriba. También, se observa Lascomportamiento conclusiones de este versan sobre las el detrabajo, un medidor de flujo diferencias encontradas el comportamiento másico, confi gurado en en masa, calibrado con del agua medidor de flujogravimétrico tipo turbina en queelfue calibrado y por el método laboratorio simultáneamente por losmedidor tres sistemas el calibrado del mismo de flujo de por medición arriba.con También, se observa el el métododescritos volumétrico un probador bidireccomportamiento de un medidor de flujo másico,de cional en sitio empleando como productos configurado en masa, calibrado con agua por el trabajo y diesel.

Donde: mc - es sistema mi - ma fmc- fact CDiv - f errores ρa - den ρP - d caracte ρ - dens Vm – vo prueba ρL - den CPL- Fa líquido

método gravimétrico en el laboratorio y el calibrado del mismo medidor de flujo por el método volumétrico con un probador bidireccional 2.

PATRONES DE REFERENCIA en sitio empleando como productos de trabajo y diesel.

El Patrón Nacional para Flujo de Líquidos se fundamenta en elDE pesado estático de la masa 2.

PATRONES REFERENCIA colectada de líquido, la cantidad de líquido colectada unidadpara de tiempo determinada El Patrón por Nacional Flujo deesLíquidos se gravimétricamente para obtener el flujo másico fundamenta en el pesado estático de la masa (qm).

El flujo que pasa a través colectada de volumétrico líquido, la (qv) cantidad de líquido de un área de sección transversal en un intervalo colectada por unidad de tiempo es determinadade tiempo definido se para determina la densigravimétricamente obtenermediante el flujo másico dad del líquido. (qm). El flujo volumétrico (qv) que pasa a través

El facto

de un área de sección transversal en un intervalo de tiempo definido se determina mediante la densidad del líquido.

C PL

Donde T la pres atmosfé es de 81

Medidas volumétricas Probadores de desplazamiento positivo Medidores de desplazamiento positivo

En México, se ha extendido el uso de los medidores de flujo másico tipo coriolis por los laboratorios secundarios acreditados, como patrones de referencia, en aplicaciones de transferencia de custodia en la industria del petróleo para calibrar medidores de flujo másico tipo coriolis, patrones de dereferencia, aplicaciones de medidores flujo tipoenturbina y medidores transferencia custodia en en la el industria del la ultrasónicos.deEsto planteó momento petróleo para másico de necesidad decalibrar validarmedidores el uso de de losflujo medidores tipo coriolis, medidores de flujo tipo turbina y flujo másico tipo coriolis.

medidores ultrasónicos. Esto planteó en el momento la necesidad de validareseldeterminar uso de los los El objetivo de este proyecto medidores de flujo másico tipo coriolis. errores sistemáticos a través de la comparación

entre un probador compacto de desplazamiento El objetivo –método de este proyecto es determinar los positivo volumétricoy el Patrón errores sistemáticos a través de la comparación Nacional de Flujo de Líquidos –método gravientre un probador compacto de desplazamiento métrico-, sistemas de medición de flujo metropositivo –método volumétrico- y el Patrón Nacional lógicamente independientes mantenidos en la de Flujo de Líquidos –método gravimétrico-, División de de medición Flujo y de Volumen del CENAM y un sistemas flujo metrológicamente patrón de fl ujo másico tipo coriolis, patrón independientes mantenidos en la Divisióncomo de Flujo de transferencia se empleó un medidor de flujo y Volumen del CENAM y un patrón de flujo másico tipo turbina. tipo coriolis, como patrón de transferencia se empleó un medidor de flujo tipo turbina.

Las conclusiones de este trabajo, versan sobre las diferencias en el comportamiento Las conclusionesencontradas de este trabajo, versan sobre las del medidor de flujo en tipo que fuedelcalidiferencias encontradas el turbina comportamiento

medidor de flujo tipo turbina que fue calibrado simultáneamente por los tres sistemas de medición descritos arriba. También, se observa el comportamiento de un medidor de flujo másico,

    

El facto

6ª Jornada Internacional de Medición de Fluidos Junio 28 al Julio 1 de 2011 3

L a Figura 2. Observe al fondo los sistemas para pesar del patrón nacional para flujo de líquidos.

Figura 2. Observe al fondo los sistemas para pesar del patrón nacional flujo de líquidos. masa corregida depara agua colectada en los

tanques esta dada por:

La masa corregida de agua colectada en los tanques esta dada por:

a p  1- a 

1mc  mi f cm C Div

(kg)

(1)

El volumen determinado a condiciones de temperatura y presión de la línea de prueba es:

Vm 

mC  L C PL

(L)

(2)

Donde: mc - es la masa de agua corregida colectada en el sistema (kg) P50 mi - masa indicada (kg) fmc- factor de corrección de la masa (adimensional) CDiv - factor de corrección de la masa debido a

1-

tanques esta dada por: p

3

trazabilidad hacia los patrones nacionales de las (kg)del (1)  magnitudes dede masa, tiempo y temperatura y hacia Validación uso de los medidores flujo másico tipo coriolis como a los aplicaciones patrones nacionales en las de magnitudes patrones de referencia en de Transferencia Custodia 11-- a derivadas de densidad, de presión y de humedad p (kg) (1) mc  mi f cm C Div Donde: El probador compacto de desplazamiento posimantenidos por el CENAM. a El volumen determinado a condiciones de tivo tipo pistón está constituido principalmente 1 - de la línea de prueba es: temperatura y presión  corregida colectada mc Es la masa de agua por cilindro delcompacto probador, de la válvula “popet” y Elelprobador desplazamiento m C a condiciones de el sistema (kg) los detectores de posición ópticos.

El en volumen determinado positivo tipo pistón está constituido (L) (2) Vm  Masa indicada (kg) mitemperatura y presión línea de prueba es: deL la C PL principalmente por el cilindro del probador, la Factor de correcciónmde la masa fmc Inicialmente, antes su operación, el válvula “popet” y de los iniciar detectores de posición Donde: C (L) (2) Vm  (adimensional) probador compacto está en estado de reposo ópticos. colectada en el mc - es la masa de agua  Lcorregida C PL Factor CDiv con la válvula “popet”, el pistón, Inicialmente, antes de montada iniciar susobre operación, el sistema (kg)de corrección de la masa debido Donde: a errores de la válvula desviadora de fl ujo mantenida abierta hidráulicamente permitiendo probador compacto está en estado de reposo con mi - masa indicada (kg) 3 agua corregida colectada en el c Densidad - es la masa deldeaire (kg/m ) ρafm que fluido “popet”, pase libremente travéseldelpistón, arrela el válvula montada asobre mc- factor de corrección de la masa (adimensional) sistema (kg) de las pesas utilizadas en la ρPCDiv Densidad glo pistón cilindro.

Cuando se inicia una corrida, mantenida abierta hidráulicamente permitiendo - factor de corrección de la masa debido a masa indicada (kg) mi - caracterización de los sistemas la que válvula “popet” es cerradaaneumáticamente, el fluido pase libremente través del arreglo errores de la válvula desviadora de flujode factor de(kg/m corrección de3la masa (adimensional) f - pesado 3 pistón cilindro.

Cuando se inicia una corrida, la ) y el fl uido empuja el pistón aguas abajo a través densidad del aire (kg/m ) ρmc a - factor de corrección de la masa debido a válvula “popet” es cerrada neumáticamente, y el ρ ρCPDiv-Densidad del cilindro. densidaddel deagua las (kg/m pesas3)utilizadas en la errores de la válvula desviadora de flujo 3 fluido empuja el pistón aguas abajo a través del Volumen a de laslos condiciones medidor Vm caracterización sistemas dedel pesado (kg/m ) 3 ρa - densidad del aire3(kg/m3 ) cilindro.esta acción, una bandera instalada en del agua ) ρ - densidad ) bajo prueba (m (kg/m Durante ρ - densidad de las pesas utilizadas 3 en la una bandera en el volumen a lasagua condiciones del (kg/m medidor) bajo del en la línea ρLVmP –Densidad el Durante vástagoesta del acción, pistón pasa a travésinstalada de los detec3 caracterización de los sistemas de pesado (kg/m ) 3 vástago del pistón pasa a través de los certifi detectores ) corrección por prueba (m de Factor CPL tores ópticos que defi nen el volumen cado 3 compresibilidad ρ - densidad del agua (kg/m ) 3 ópticos que definen el volumen certificado del densidad delen agua en la línea (kg/m ) ρL - del líquido la línea. (adimensional) del probador.

Vm – volumen a las condiciones del medidor bajo probador.

- Factor3 de corrección por compresibilidad del CPL prueba (m ) [4] ende la línea. (adimensional) CPL 3esta dado Ellíquido compresibilidad ρfactor L - densidad del agua en la línea (kg/m ) por: compresibilidad del C - Factor de corrección por [4] El PL factor de compresibilidad CPL esta dado por: líquido en la línea. (adimensional)

mc  mi f cm C Div

dos se masa líquido dos se minada a masa másico líquido través minada tervalo másico nte la través ntervalo ante la

Tecnología

miento nar los acional aración étrico-, amiento amente acional e Flujo métrico-, másico amente cia se de Flujo másico ncia se bre las nto del librado obre las as de nto del erva el alibrado másico, as de por el serva el y el másico, por el por el ccional y el bajo y por el ccional abajo y

Figura cronom

La téc para compa Usand núme siguie

Donde Ń- núm N- núm t1- tie de pul t2- tiem

A par medid volum el fact

[4]  decompresibilidad 50.74  10 11 El factor CPL esta dado por:

    C PL  1    0.326  101111  TL  PL  81500     50.74  10 2  11 0 .

00416 10 T     L   C PL 1   0.326  10 11  TL  PL  81500 (adimensional) (3)     2 11     0.00416  10  TL 

Donde TL es la temperatura de la línea (°C) y PL es (adimensional) (3) la presión de la línea La (°C) presión la temperatura de (Pa). la línea Donde TL esabsoluta en el Laboratorio de Flujo en el (Pa).

CENAM absoluta de dela lalínea línea y atmosférica PL es la es la temperatura (°C) y PL es Donde TL presión es de 81 500 Pa Lalapresión el Laboratorio de presión atmosférica absoluta de en la línea (Pa). La presión Flujo en el CENAM es de 81 500 Pa en el CENAM atmosférica en el Laboratorio de Flujo El factor K esta dado por: es de 81 500 Pa

N El factor Kv K esta  dado por:(pulsos/L)

(4)

N Vm

(4)

El factor K estaVdado por: m

3

Kv 

(pulsos/L)

Donde N es el número de pulsos del medidor bajo N es el número de pulsos del medidor bajo 3 Donde prueba totalizados durante el tiempo de colección prueba totalizados durante el tiempo de colecde agua en los sistemas para pesar.

ción de agua en los sistemas para pesar.

El patrón Nacional para Flujo de Líquidos mantiene 3 El patrón Nacional Flujonacionales de Líquidos hacia 3lospara patrones de manlas trazabilidad hacia los patrones nacionales tiene trazabilidad magnitudes de masa, tiempo y temperatura y hacia de magnitudes de masa, y temperalos laspatrones nacionales en tiempo las magnitudes tura y hacia los patrones nacionales en las magderivadas de densidad, de presión y de humedad nitudes derivadas de densidad, de presión y de mantenidos por el CENAM.

KF 

Los pulsos que provienen del medidor bajo prueba

Los pulsos que provienen del medidor bajo prueba son totalizados por un contador de pulsos en el son totalizados por un contador de pulsos en el lapso de tiempo requerido para que la bandera lapso de tiempo requerido para que la bandera alcance esos dos detectores ópticos. alcance esos Internacional dos detectores ópticos. de Fluidos 6ª Jornada de Medición Junio 28 al Julio 1 de 2011 Finalmente, la válvula “popet” es abierta y el 3 Trazabilidad: Parámetro no-negativo que caracteriza la pistón es regresado hidráulicamente a la posición dispersión de los valores atribuidos a un mensurando, a partir Finalmente, la válvula “popet” es abierta el pistón inicial de reposo. constituye una ypasada del de la información queEsto se utiliza. es regresado hidráulicamente a la posición inicial probador compacto.

Pulsos del medidor

t1

t2

humedad mantenidos por el CENAM.

El probador compacto de desplazamiento positivo tipo pistón está constituido 3principalmente por el cilindro del probador, la Trazabilidad: Parámetro no-negativo que caracteriza la dispersión valores y atribuidos a un mensurando, partir de la válvulade los “popet” los detectores de aposición información ópticos. que se utiliza.

Inicialmente, antes de iniciar su operación, el probador compacto está en estado de reposo con la válvula “popet”, montada sobre el pistón, P51 mantenida abierta hidráulicamente permitiendo que el fluido pase libremente a través del arreglo

Vp20°CTSctempe CTSvtempe CPSdel flu CTLtempe CPLen la d

Figura 3. Diagrama Diagrama esquemático delcompacprobador Figura 3. esquemático del probador compacto desplazamientopositivo positivo tipo pistón. to de de desplazamiento tipo pistón.

de reposo. Esto constituye una pasada del probador compacto.

Señal del primer sensor

Señal del segundo sensor

FiguraFigura 4. Tiempos definidos latécnica técnica doble 4. Tiempos definidosen en la de de doble cronometría. cronometría.

La técnica de doble cronometría es la más usada para interpolar los pulsos de probadores compactos cuyo volumen es pequeño.

Usando la relación de tiempos podemos obtener el



La ca por la 4

amiento tudes nstituido medad ador, la posición

Señal del primer sensor

Señal del segundo sensor

t2 en la técnica de doble Figura 4. Tiempos definidos cronometría.

La técnica de doble cronometría esSeñal la delmás usada Señal del La interpolar técnica de doble cronometría essegundo la más usada para los pulsos de probadores primer sensor sensor compara interpolar los pulsos de probadores pactos cuyo volumen es pequeño. compactos cuyodefinidos volumen es la pequeño.

Usando relación de tiempos podemos Figura 4.laTiempos en técnica de obtener doble Usando la relación de tiempos podemos el cronometría. el número de pulsos interpolado de laobtener manera número de pulsos interpolado de la manera siguiente: La técnica de doble cronometría es la más usada

iento ción, el ituido poso con or, la pistón, sición mitiendo l arreglo n, el rrida, la o con nte, y el istón, avés del endo reglo da en el da, la tectores y el ado del s del

siguiente: para interpolar los pulsos de probadores t2 compactos Ń cuyo es pequeño. = Nvolumen (pulsos) (5) Usando la relaciónt1 de tiempos podemos obtener el número Donde:de pulsos interpolado de la manera siguiente: Ń- número de pulsos interpolados, Donde: N- número de t2pulsos enteros, (pulsos)para el conteo del número (5) Ń = N transcurrido t1- tiempo Ń Número de t1 pulsos interpolados, de pulsos completos, y N Número de pulsos enteros, Donde: t2- tiempo entre sensores ópticos. t1 Tiempode transcurrido para el conteo del Ń- número pulsos interpolados, Anúmero partirdede del número de pulsos ycolectados del N- número pulsos enteros, pulsos com¬pletos, en calibración y conteo el conocimiento t1- medidor tiempo para el del númerodel t2 Tiempotranscurrido entre sensores ópticos. certificadoy del probador podemos definir de volumen pulsos completos, el factordel K como: t2-partir tiempo entre sensoresde ópticos.

A número pulsos colectados del

en el tores o del

2 medidor en número calibración y Nel* tconocimiento KF  del A partir de pulsos colectados deldel    CPL * CPS P * CTLdel * CTSprobador * CTSV * CPL t1 * KVbase volumen certificado podemos P m * del medidor en calibración y el conocimiento defi nir el factor K como: volumen certificado del probador podemos definir

(pulsos/L)

el factor K como: KFV

(6)

N * t2 20 ºC, en L. P * CTSV * CPLm * t1 * KVbase

- volumen patrón p20° CPL * CPS *del CTL * CTSa

probador n.

o prueba os en el bador bandera

ueba en el cteriza la ndera

o, a partir

4

iza la partir





P





CTSc- factor de corrección por efecto de la temperatura en el cilindro. (pulsos/L) (6) CTSv- factor de corrección por efecto de la temperatura en el vástago.

Vp20°- volumen del patrón a 20 ºC, en L. CPS- factor de corrección por efecto de la presión p20°c- Volumen patrón a por 20 ºC, en L.de la V factor de del corrección efecto CTS del fluido en el cilindro. temperatura en de el cilindro. c Factor corrección por efecto de la CTS CTL- factor de corrección por efecto de la de corrección por efecto de la CTSv- factor temperatura en el cilindro. temperatura en la densidad del fluido. temperatura en el vástago. v Factor correcciónpor por efecto la CTS CPLfactor de de corrección efecto de de la presión CPS- factor de corrección por efecto de la presión temperatura en el vástago. en la densidad del fluido. del fluidoFactor en el cilindro.

CPS de corrección por efecto de la CTL- factor de del corrección efecto de la presión uido en por el cilindro.

La calibración delflprobador compacto se efectúa temperatura en la densidad del fluido.

CTLpor Factor de corrección por efectode de líquido la la técnica de desplazamiento CPL- factor de corrección por efecto dedel la presión temperatura en la densidad fluido. en la densidad CPL Factor del de fluido. corrección por efecto de la

presión en la densidad del fluido.

La calibración del probador compacto se efectúa por la técnica de desplazamiento de líquido

4

El patrón de transferencia empleado fue un medidor de flujo tipo turbina, marca Brooks de 100 mm de diámetro con clase de exactitud según 4 OIML R 117 de 0.3.

Probador bidireccional

Probador bidireccional Patrón de referencia utilizado en la calibración de los medidores de flujo empleados por la inPatróndel de petróleo referenciaen utilizado en la calibración de dustria sitio. Principio de operalos medidores de flujo empleados por la industria ción de desplazamiento positivo.

del petróleo en sitio. Principio de operación de desplazamiento positivo.de una tubería especial, Consiste normalmente Consiste normalmente de una tubería especial, comúnmente dispuesta en forma de U, dentro comúnmente dispuesta en forma de U, dentro del del cual se desplaza una esfera (por ejemplo de cual se desplaza una esfera (por ejemplo de poliuretano), con el propósito de actuar a los poliuretano), con el propósito de actuar a los sensores de posición nir elel sensores de posición necesarios necesarios para para defi definir volumen de referencia.

La esfera puede cambiar volumen de referencia. La esfera puede cambiar la ladirección dirección desplazamiento debido a la opedede desplazamiento debido a la operación ración de una válvula de 4 vías instalada de una válvula de 4 vías instalada entreentre las lascámaras cámaras recepción la esfera. dede recepción de lade esfera.

Tp1

Tp2

Pp

4671890

Tm

Pm

Figura 5. Diagrama esquemático un arreglo para Figura 5 .Diagrama esquemático de un de arreglo para calibración un medidor Coriolis patrón deun de calibración un medidordeCoriolis usando comousando patrón como de referencia referencia un probador bidireccional. probador bidireccional.

Detectores de paso de esfera: Dispositivo elecDetectores instalado de paso endeforma esfera: Dispositivoel tromecánico permanente electromecánico instalado en propósito forma permanente el probador, y que tiene como emitir una probador, y que tiene como propósito emitir una señal de tipo eléctrico al paso de la esfera. señal de tipo eléctrico al paso de la esfera.

Corrida completa (Round trip): Recorrido realizado por la esfera en el proceso de calibración de4 los medidores de flujo en ambos sentidos.

OIML (Organización internacional de Metrología

Ambientación: Práctica para lograr homogenei- 5 zar las temperaturas entre el fluido en el medidor bajo calibración y el probador bidireccional, previo al inicio de las corridas de calibración; lo cual puede lograrse haciendo circular fluido a través de todo el sistema medidor- probador.

Método waterdraw: Método de calibración consistente en colectar el volumen de agua que desplaza la esfera de un probador desde una posición de inicio hasta la posición final. El volumen desplazado puede medirse mediante el empleo de medidas volumétricas.

4 OIML (Organización internacional de Metrología Legal). La recomendación OIML R 117 se refiere a sistemas de medición de flujo para líquidos diferentes al agua.

P52

Métod consis despla posició volum emple

Cálcu

Cálcu bajo c

La obt se det del pro el vol númer model factor

d

Legal). La recomendación OIML R 117 se refiere a

El patrón de transferencia empleado fue un medidor de flujo tipo turbina, marca Brooks de 100 mm de diámetro con clase de exactitud según OIML R 117 de 0.34.

Ambie las tem calibra inicio d logrars el siste

ρ

Corrida: realizado sistemas Recorrido de mediciónen deuna flujosola paradirección líquidos diferentes al por la esfera durante el proceso de calibración. agua.

La calibración del probador compacto se efectúa por la técnica de desplazamiento de líquido empleando una medida volumétrica (“water draw”). El probador compacto mantiene trazabilidad hacia los patrones nacionales de las magnitudes de volumen (masa y densidad), tiempo, temperatura y presión mantenidos por el CENAM.

por la

Donde

MFm (adime

Masa una vu

IMm – másico

del de los r el ar la ción las

volumen desplazado puede medirse mediante el empleo de medidas volumétricas.

Validación del uso de los medidores de flujo másico tipo coriolis como patrones de referencia en aplicaciones de Transferencia de Custodia

Cálculos Cálculos

Cálculo del factor de corrección del medidor Cálculo del factor bajo calibración, MFm. de corrección del medidor

bajo calibración, MFm.

La obtención del factor del medidor en calibración se determina por comparación directa del volumen La obtención del factor del medidor en calibradel probador, corregido por temperatura y presión y ción se determina por comparación directa del el volumen del medidor Coriolis obtenido del volumen probador, corregido temperatura número dedel pulsos generados y el por factor K. El y presión y el volumen del medidor Coriolis obtemodelo matemático propuesto para el cálculo del nido del número de pulsos generados y el factor K. factor de corrección es el siguiente:

El modelo matemático propuesto para el cálculo del factor de corrección es el siguiente: MFm 

Masa

probador IM m

(7)

Donde:

ación a un

Donde:

MFm – Es el factor del medidor en masa (adimensional) MFm Es el factor del medidor en masa

(adimensional) – Masa del fluido en el probador en Masa probador probador Masa(kg) del fluido en el probador en Masa una vuelta completa

itivo e el una

una vuelta completa (kg)

IMm IMm– Masa Masaindicada indicadapor porelel medidor medidorde de flujo flujo másico tipo Coriolis (kg)

másico tipo Coriolis (kg)

ogía re a es al 5

ρfp ρD CTLP CTLD

CPL P CPL D

Densidad del fluido a condiciones de temperatura y presión en el probador (kg/m3) Densidad del fluido en el densímetro a frecuencia (kg/m3) Factor de corrección por efecto de la temperatura en la densidad del líquido en el probador (adimensional) Factor de corrección por efecto de la temperatura en la densidad del líquido en el densímetro a frecuencia (adimensional) Factor de corrección por efecto de la presión en la densidad del líquido en el probador (adimensional) Factor de corrección por efecto de la presión en la densidad del líquido en el densímetro a frecuencia (adimensional)

Tecnología

Donde:

Substituyendo en la ecuación (7 las ecuaciones 6ª Jornada Internacional de Medición de Fluidos (8) (9), tenemos: 6ª Internacional 6ªyJornada Jornada Internacional de de Medición Medición de de Fluidos Fluidos Junio 28 al Julio 1 de 2011 Junio Junio 28 28 al al Julio Julio 11 de de 2011 2011

6ª Jornada Internacional de Medición Fluidos Masa BVP  CTS  CPS  CTLde CPL BVP  CTS  CPS  ρ Masa p CPS p  p CPL p   probador Masa CTS BVP  CTL Masa CTS BVP  CPS CTL CPL BVP BVP CTS CTSp CPS CPSp  ρρfp Masa Masaprobador 28 MFm  pJunio pp al Julio 1ppde 2011 pp probador p probador pp pp probador fp probador fp MFm  fD CTL  CPL   MF   MFm IM m   IM MF   MFm m IM m fD fD CTL IM IM IM m D D     IM  CPL  IM CTL  CPL m IM IMm m m m IM IM m D D m D D   m m m Masa CTS BVP   CPS  CTL  CPL   BVP  CTS  CPS  ρ Masa p p  p p  probador p(8) probador fp (8) (8) p MF     MFm   m fD IM  (10) IM CTL  CPL  Donde: (10) IM m IM m D D  Donde: Donde: m (10) (10) m

BVP – Volumen base del probador (L) (8) Pulsos l llmedidor BVP –– Volumen BVP Volumen base base del del probador probador (L) (L) Donde: de medidor Pulsosde de medidor MFm IM  Pulsos IM  MFm m IM MFm KF CTSP Donde: - Factor de corrección por efecto de m m m (10) KF KFm CTS CTSPP -- Factor Factor de de corrección corrección por por efecto efecto de de m temperatura en base el del acero del (L) probador (11) BVP Volumen probador temperatura en acero del probador temperatura en el elbase acero del (L) probador (11) (11) BVP – Volumen del probador Pulsos del medidor (adimensional) Factor de corrección por efecto de CTS P IM m   MFm (adimensional) (adimensional) Donde: KF Donde: Donde: - corrección Factorende corrección por efecto de temperatura el acero m másico tipo P de Factor por efectodel deprobador la CPSP - CTS N – son los pulsos del medidor de flujo la CPS - Factor Factor de de corrección correcciónelpor por efecto efecto de dedel la CPSPP -temperatura tipo N –– son son los los pulsos pulsos del del medidor medidor de de flujo flujo másico másico(11) tipo acero probador N Donde: presión en(adimensional) el acero del en probador (adimensional) Coriolis colectados en una corrida, [pulsos] presión en el acero del probador (adimensional) presión en el acero del probador (adimensional) Coriolis Coriolis colectados colectados en en una una corrida, corrida, [pulsos] [pulsos] Factor de corrección por efecto de la CPSP (adimensional) Donde:K en masa del medidor, que se KFm – Factor delelfluido a condiciones de ρfp - Densidad presión en probador N loslospulsos del deflujo flujo KFm Factor K en del que se KFm N––Son Factor Kpulsos en masa masa del medidor, medidor, que se tipo de acero corrección por efecto de de la Densidad del fluido aa condiciones ρρfpfp -- CPS Densidad del fluido del condiciones de 3 – delmedidor medidor de másico P - Factor ingresa a elson elemento secundario (es escalable) y temperatura y presión en el probador (kg/m )33 (adimensional) másico tipo Coriolis colectados en una ingresa aa el secundario (es yy ingresa el elemento elemento secundario (es escalable) escalable) presiónyyen el acero delprobador probador(kg/m (adimensional) )) temperatura presión en temperatura presión en el el probador (kg/m Coriolis colectados en una corrida, [pulsos] es el número de[pulsos] pulsos por unidad de masa Densidad del flpor uidoela medidor condiciones de ρfp – Masa corrida, es de es el el número número de pulsos pulsos por por unidad unidad de de masa masa IMm indicada de flujo IMm indicada medidor de IMm –– fpMasa Masa indicaday por por el el medidor de flujo flujo – Factor K endel masa del medidor, Densidad del fluido a probador condiciones de (pulsos/kg). m KFm Factor K en masa medidor, que seque se temperatura en el KF -Coriolis (pulsos/kg). (pulsos/kg). másico ρtipo (kg) presión 3 3 másico tipo Coriolis (kg) másico tipo Coriolis (kg) ingresa a el elemento secundario (es escalable) y temperatura ingresa a el elemento secundario (esel (kg/m ) y presión en el probador (kg/m ) MFm – Factor del medidor anterior ingresado en MFm del anterior ingresado en el MFm ––esFactor Factor del medidor medidor anterior ingresado en el masa el número de pulsos por unidad de IMm IMm Masa indicada por el medidor de fl ujo escalable) y es el número de pulsos por elemento secundario o en el computador de flujo – Masa indicada por el medidor de flujo elemento secundario el elemento secundario oo en el computador computador de de flujo flujo (pulsos/kg). másico Coriolis unidad de masaen(pulsos/kg). (adimensional). másico tipotipo Coriolis (kg) (kg) (adimensional). (adimensional).

Factor del medidor anterior ingresado MFm MFm – Factor del medidor anterior ingresadoen en el CTL  CPL p p el elemento secundario o en el computador elemento secundario o en el computador de flujo CTL  CPL CTL  CPL (9) p p p p   (9) (9) Calculo(adimensional). de Incertidumbre del factor del medidor de flIncertidumbre ujo (adimensional). fpffpp fD CTL  CPL Calculo de del factor del medidor Calculo de Incertidumbre del factor del medidor fD fD CTL  CPLDD CTL DD (MFM) – Probador bidireccional.

D  CPL D (MF Probador bidireccional. bidireccional.

(MFMM)) –– Probador CTL  CPL p p Calculo de Incertidumbre del factor del medidor Donde: (9) Consideraciones:  Donde: Donde: Consideraciones: Consideraciones: de Incertidumbre del medidor M)Calculo – Probador bidireccional.

(MF fp fD CTL  CPL Es suficiente la aproximación linealdel en factor los factores fluido a condiciones de ρfp - Densidad del D Es suficiente la aproximación lineal en los factores Es suficiente la aproximación lineal en los factores ) – Probador bidireccional.

(MF de ρρfpfp -- Densidad Densidad del del fluido fluido aa Dcondiciones condiciones de M 3 de corrección por efectos de presión y temperatura y presión en el probador (kg/m )33 de de corrección corrección por por efectos efectos de de presión presión yy Consideraciones: temperatura temperatura presión en en el el probador probador (kg/m (kg/m )) Donde:yy presión temperatura.

Consideraciones: temperatura. temperatura.

Es existen sufiEs ciente la aproximación en los ρD - Densidad del fluido en el densímetro a fugas delafluido entrelineal el probador y elfactores suficiente aproximación en factores los el aa ρρDD -- ρDensidad Densidad del fluido fluido en el densímetro densímetro 3 del Densidad del en fluido a condiciones de No No existen fugas de fluido el probador yy el No corrección existen fugas deefectos fluido entre entre ellineal probador el fp (kg/m )33 frecuencia de por de presión y tempera3 medidor bajo calibración. de corrección por efectos de presión y frecuencia (kg/m frecuencia (kg/m )) y presión en el probador (kg/m ) temperatura medidor bajo calibración. medidor bajo calibración. tura. temperatura.

CTLP - Factor de corrección por efecto de la de corrección por efecto de la CTL Factor de corrección por efecto de la CTLPP ρD-- Factor Densidad del fluido en el densímetro a La temperatura el de metal cuerpo del No existen en fugas fluidodel entre el probador temperatura- en la densidad del líquido en el La en del cuerpo del La temperatura temperatura en el el metal metal del cuerpo del y el 3 temperatura en la del temperatura en (kg/m la densidad densidad del líquido líquido en en el el ) frecuencia probador, es la misma que la del fluido que medidor bajo calibración. probador (adimensional) P53 probador, probador, es es la la misma misma que que la la del del fluido fluido que que probador probador (adimensional) (adimensional) contiene, en el momento de la calibración.

Factor de corrección por efecto de la CTL contiene, en el momento de la calibración. contiene, en el momento de la calibración.

P CTLD - Factor de corrección por efecto de la La temperatura en el metal del cuerpo del -- Factor por efecto de CTL Factor de deencorrección corrección por del efecto de la la CTLDD temperatura la densidad líquido temperatura en la densidad del líquido en el en el

No existen fugas de fluido entre el probador y el medidor bajo calibración.

La temperatura en el metal del cuerpo del probador, es la misma que la del fluido que contiene, en el momento de la calibración.

La temperatura en el metal del cuerpo del medidor en calibración, es la misma que la del fluido que contiene, en el momento de calibración.

Se desprecian los efectos por las variaciones de presión en el interior del probador.

La relación de diámetro externo contra el diámetro interno del probador es del orden de 1,15 por lo cual se pude aplicar la teoría de los cilindros de pared delgada para estimar la deformación del probador por efecto de la presión.

Suposiciones básicas.

1.- Volumen certificado del medidor de referencia, BVP: Incertidumbre asociada con la calibración del probador compacto. Esta incertidumbre puede catalogarse como incertidumbre tipo B; el valor de incertidumbre informado en el certificado se expresa con un factor de cobertura k=2.03 y 73 grados efectivos de libertad que corresponden aproximadamente a un nivel de confianza del 95 %. Ver certificado.

2.- Temperatura del fluido en el probador, TP: La incertidumbre estándar del sistema de medición de temperatura (integrado por sensor e indicador), según se indica en su certificado de calibración.

Una contribución adicional procede del gradiente de temperatura en la dirección axial del probador, para lo cual se sugiere considerar una distribución de probabilidad rectangular. Debe de incluirse la resolución del instrumento y la estabilidad de la temperatura en las corridas para un flujo determinado (variación máxima).

3.-Presión en el interior del probador, P P: Esta fuente de incertidumbre es tipo B y la incertidumbre estándar se especifica en el certificado de calibración, este valor debe combinarse con la incertidumbre debido a la falta de estabilidad en la presión que el fluido ejerce sobre las paredes del probador. La incertidumbre estándar por dicha inestabilidad se calcula asumiendo una distribución rectangular, con límites que se definen de las lecturas máxima y mínima dentro de una corrida de calibración.

4.- Temperatura del fluido en el densímetro a frecuencia, TD: La incertidumbre estándar del P54

sistema de medición se tomará del certificado del instrumento. Debe de incluirse la resolución del instrumento y la estabilidad de la temperatura en las corridas para un flujo determinado (variación máxima).

5.- Presión del fluido en el densímetro a frecuencia, P D : Esta incertidumbre se tomará del certificado de calibración del instrumento, y debe combinarse con la incertidumbre debido a la falta de estabilidad en la presión que el fluido.

La incertidumbre por dicha inestabilidad se calcula asumiendo una distribución rectangular, con límites que se definen de las lecturas máximas y mínima dentro de una corrida de calibración.

6.- Coeficiente cúbico de expansión térmica del material del cilindro del probador, GC: El material de fabricación del probador es de acero al carbón, del cual se desconoce su composición química particular. En este caso, y de acuerdo con valores publicados en la literatura [2, 3], en este caso se utiliza el coeficiente cúbico 33.5x10-6 y se le atribuirá una distribución de probabilidad rectangular con ancho de 0.5x10-6 (API MPMS, Cap. 12, Sección 2) para la estimación de la incertidumbre estándar.

7.- Diámetro interior del probador, ID: De la experiencia en medición de diámetro interno en tuberías usando micrómetros de interiores, un valor conservador de incertidumbre estándar es de ± 0,4 % del valor del diámetro [4].

8.- Módulo de elasticidad del material de fabricación del probador, E: De acuerdo con recomendaciones en documentos del fabricante es de 1.965x105 MPa. Respecto de la incertidumbre, Kegel [5] propone un valor de ± 2.5% (incertidumbre estándar) 9.- Espesor de pared del probador, WT: La incertidumbre estándar asociada con esta variable se calculará a partir de una distribución rectangular con un ancho de 0.001 m, que corresponde a la tolerancia permitida en la fabricación de tuberías.

10.- Pulsos, N: Una práctica conservadora es atribuir una incertidumbre estándar igual a 2 pulsos debido a las operaciones de arranque y paro en el conteo de los pulsos.

11.- Repetibilidad: Se calcula para el factor del medidor a partir del número de corridas de calibración. Su valor se estima de acuerdo con la GUM 1995 [8]

confianza de 95%. Así, la incertidumbre estándar se puede estimar como

2

2

2

2

2 de Transferencia 0.065 F patrones de referencia en aplicaciones de Custodia2 2

(12)  u del fluido k (API MPMS, Densidad en1.96 elcapítulo densímetro Petroleum Institute 11.2.1M), a ECF

  MF M

   MF M



s MF

 MF M M F M

u  u 2 r (T P , T )    2  2 u 2 T 2 u  Fd  12.n    MF M  TD T DMF M  T   TM F M P T  MF M  fD   2    la incertidumbre al modelo matemático u    debe considerar la incer- uc ( MFM )   frecuencia, ρ D : Se aplicable u u u  BVP  Gc  T P    N N    BVP    T P para de calcular F es de 6,5% con un nivel de   G c tidumbre calibración deldeinstrumento de (13) 14,Modelo matemático API 2540: De acuerdo 2 2 2 2 2 confianza de 95%. Así, la incertidumbre estándar densidad.

De acuerdo a CNM-CC-730-001/2008  M F M    MF M    MF M    MF M  MF M    con la experiencia, se propone considerar una      se puede estimar como 3   u P P  ID u ID   WT uWT   E u E    u P D con3 por un el la incertidumbre es estándar de 0.022 incertidumbre igualkg/m a 0.1 kg/m  PD   PP  2 .065 0.2065  F k =matemático  F asegura uso 0del modelo propuesto.

Este valor factor de cobertura que un nivel 2 2   MF M    MF M (12)   s MF   MF M M F M uanza ECFse basa M máximas encontradas de confi aproximado u  u  r (T P , T )   2 u  u ken las diferencias 1del .96 95 %.   T T n T T T D Fd P P

D

D

D

D

M

Tecnología

0.065  F

2

  MF Internacional    MF M de Medición   MF M  de  Fluidos   MF M     M F M   M 6ª Jornada    u ID u WT uE uP    u P Pde   flujo D    coriolis  como Validación del uso de los medidores másico tipo  E PD ID WT   PP  Junio 28 al Julio 1 de 2011

P D entre los resultados de aplicar el modelo API 2540     fD   TD Medidores de Flujo másico tipo Coriolis. y las mediciones de densidad usando el método 13.- Ecuación para el cálculo del factor de de pesada hidrostática.

(13) 14,- Modelo matemático de API F: 2540: acuerdo 6ª Jornada de Fluidos compresibilidad isotérmico, DeDe acuerdo Cuando un fluidoInternacional fluye a través de de Medición los tubos del 5 con la experiencia, se propone considerar una la al fuerza sensor en oscilación, se produce Junio 28 Juliode 1 de 2011 con elincertidumbre Manual deestándar Mediciones de Petróleo del 3 igual a 0.1 kg/m por el Medidores Flujo másico tipouna Coriolis.

Coriolis. de Esta fuerza origina flexión en 15.- MFm Institute del medidor deMPMS, flujo capítulo tipo Coriolis American Petroleum (API uso del modelo matemático propuesto. Este valor sentidos opuestos entre la entrada y la salida del (previo): Este factor del medidor encontradas fue 2 11.2.1M), la incertidumbre aplicable al determinado modelo 2 2 se basa en Institute las diferencias máximas 2uye a través de los tubos Petroleum (API MPMS, capítulo 11.2.1M), Cuando un(torsión). fl uido fl sensor Si el flujo másico de la calibración anterior, un valor típico es de    MaF Mtravés del  Mdel   MF M  MF M  FM 2 5 entre los resultados de aplicar el modelo API 2540 matemático para calcular F es de 6,5% con un ( ) MF     la incertidumbre aplicable al modelo matemático sensor en oscilación se incrementa la flexión es     uc u u u u produce 0.050 % con 2 y un nivel eldemétodo confianza sensor Men oscilación,   la fuerza  se BVP Gc   de T P Medidores de Flujo tipo Coriolis. y es  por Nmásico y las mediciones de k= densidad usando N medida nivel de confi anza de Así, la incertidumbre TP mayor, Esta los detectores   a en   Gmontados c para calcular F es de 6,5% con un nivel de Coriolis. aproximado del95%.

95 %.  una   BVPorigina fuerza flexión de pesada hidrostática.

2 estándar se puede estimar como la entrada y salida de los tubos.

2 2 2 confianza de 95%. Así, la incertidumbre estándar sentidos Cuando un fluido fluye a través de los tubos del opuestos entrada la salida   MF M entre    MFla     MF y     MF del    M F M   M M M 5 se puede estimar como  u Si el  u IDmásico  u WT u E en oscilación, produce la fuerza de  sensor (torsión). sensor fl ujo a través del P P  se       P u P D medidorde de flujo flujo tipo PP WT  ID una   flexión   E oscilación D Coriolis.enEsta fuerza origina en 15.- 16.MFmKFm deldelmedidor tipo Coriolis: Coriolis Este sensor se incrementa la flexión es parámetro configurable el elemento sentidos opuestos entre2 la 0.065 F del 0medidor .065  Ffueendeterminado es 2 salida del 2 entrada y la (previo): Este factor por (12)   medidor en función s MF y es medida los detectores montados del de la mayor,   MF a través  MF M del M FM MF MSi el flujo M sensor (torsión). másico M deECF lasecundario calibración anterior, un valor típico es de r 2    ( , )  u    u  u k (1 000 Hz1.96 uT TP TD  y salida  incrementa T 10 000 y el flujo asensor  los la entrada tubos. n TP TD T D la flexión Fdse de en oscilación es P 0.050frecuencia % con k= 2 y un anivel de Hz) confianza  TD     fD másico del máximo. mayor, y es medida porlos detectores montados a aproximado 95 %.Es una constante.

3 la entrada y salida de los tubos.

D

u

D

14,- Modelo matemático de API De acuerdo 14,- Modelo matemático de 2540: API 2540: De acuerdo 17.El peso de la correlación entre la temperatura con lacon experiencia, se propone considerar una una la experiencia, se propone considerar 16.- KFm del medidor de flujo tipo Coriolis: Este 3 fluido del fluido el probador ya laentemperatura 3del por incertidumbre estándar igual 0.1 parámetro esenestándar configurable el kg/m elemento por el incertidumbre igual a 0.1 kg/m en el CMF es muy en pequeño respecto la secundario delmatemático medidor función deEste laavalor el usouso deldel modelo propuesto.

Este modelo matemático propuesto. incertidumbre combinada.

EsteHz) hecho confirma la frecuencia (1 000 Hz a 10 000 y el flujo se basa basa en las lasdediferencias diferencias máximas valor se en máximasencontradas enconvalidez las hipótesis presentadas másicolos máximo.

Es unadeconstante. resultados aplicar el modelo API 2540 tradasentre entre los resultados de aplicar el modelo anteriormente. y las mediciones de densidad usando el método API 2540 y las mediciones de densidad usando el de pesada hidrostática. método de pesada hidrostática.

17.- El peso de la correlación entre la temperatura

(13)

1

2

2

1

3 Medidores de Flujo másico tipo Coriolis.

1

Cuando un fluido fluye 2 a través de los tubos del 4 2 5 1 oscilación, en sensor 6 se produce la fuerza de Coriolis. Esta fuerza origina una flexión en 5 sentidos opuestos entre la entrada y la salida del Figura 6. Sensor de flujo másico tipoflujo Coriolismásico de tubos en (1. sensor (torsión).

Si el a Utravés del Figura 6. Sensor de flujo másico tipo Coriolis de tubos en U (1. es de 0.050 % con k= 2 y un nivel de confianza Bobina excitadora, 2. Detectores electromagnéticos, 3. Tubos sensor en oscilación se incrementa la flexión es para calcular el factor delunmedidor.

Ade continuación 0.050 % con k= 2 y nivel confianza Bobina excitadora, 2.

Detectores electromagnéticos, 3.

Tubos del del sensor, 4. Conexiones eléctricas - señales, 5. Bridas de aproximado del 95 el %.desarrollo correspondiente, se escribe mayor, y eseléctricas medida por losa detectores montados a conexión al proceso y 6. RTD -adherido la pared del sensor, 4.

Conexiones señales, 5.

Bridasexterior de conexión aproximado del 95 %.

Incertidumbre estándar combinada tubo al proceso y 6. RTDyadherido a lalos pared exterior del tubo.) la.) entrada salida de tubos.

4 Incertidumbre estándar combinada del fluido en el probador y la temperatura del fluido en eldel CMFmedidor es muy de pequeño a la 15.- MFm flujo respecto tipo Coriolis incertidumbre combinada.

Estede hecho la 15.MFm del medidor flujo tipo Coriolis (previo): Este factor delestándar medidor fueconfirma determiLa incertidumbre combinada se calcula validez de las hipótesis presentadas (previo): Este factor del medidor fue determinado la ley de propagación de las nado de laaplicando calibración anterior, un valor típico anteriormente. de laincertidumbres calibración al anterior, un valor típico de modelo matemático que seesusa

16.- KFm del medidor de flujo tipo Coriolis: Este parámetro es configurable encombinada el elementocalcula secunLa incertidumbre estándar 16.KFm del medidor de flujo tiposeCoriolis: Este dario del medidor en función de la frecuencia aplicando laes leyconfigurable de propagación las parámetro en elde elemento (1 000secundario Hz a 10 000del Hz) ymedidor el flmatemático ujo másico incertidumbres al modelo quemáximo. se usa en función de la para calcular el factor del medidor. A continuación Es unafrecuencia constante.

(1 000 Hz a 10 000 Hz) y el flujo se escribe el desarrollo correspondiente,

másico máximo. Es una constante.

17.- El peso de la correlación entre la temperatura del fluido en el probador y la temperatura del fluido el CMF escorrelación muy pequeño a 17.- en El peso de la entrerespecto la temperatura la incertidumbre combinada.

Este hecho confi rdel fluido en el probador y la temperatura del fluido ma la en validez de laseshipótesis presentadas ante-a 8la el CMF muy pequeño respecto riormente. incertidumbre combinada. Este hecho confirma la validez de anteriormente.

las

hipótesis

presentadas

6ª Jo

6

5

5 Elemento de un instrumento de medición que está Señal del detector a sometido la acción mensurando.

Figura 6. Sensordirectamente de flujo másicoa tipo Coriolisdel tubos en U (1. ladeentrada

1/f

Bobina excitadora, 2. Detectores electromagnéticos, 3. Tubos 8 sensor, 4. Conexiones eléctricas - señales, 5. Bridas de del conexión al proceso y 6. RTD adherido a la pared exterior del tubo.)

1

3

5 Elemento de un instrumento t de medición que está sometido directamente a la acción del mensurando.

2

2

1

Señal del detector a la salida

Figura 7. Aspecto de la curva cuando el líquido fluye a través de Figura Aspecto curvaoscilando, cuando elselíquido fluye travésde los tubos7.del sensor de quelaestán produce la a fuerza de los tubos del sensor están se produce la Coriolis, el transmisor delque sistema deoscilando, medición procesa la señal fuerza de el transmisor del elsistema de medición sinusoidal de Coriolis, los detectores y determina desfasamiento, ∆t (μs), Incertidumbre estándar combinadase calcula La incertidumbre estándar combinada procesadelalaseñal de los y sensor. determina el señal sinusoidal entre la entrada la salida del 4y detectores aplicando la ley de propagación de las incertidesfasamiento, t (s), de la señal entre la6entrada y la salida del sensor. dumbres al modelo matemático que se usa para La el incertidumbre estándar Acombinada se calcula 5 5 calcular factor del medidor. continuación se Elemento de un instrumento de medición que está sometido aplicando la ley de propagación de las Los detectores electromagnéticos producen una directamente a la acción del mensurando escribe el desarrollo correspondiente, 6. Sensor de flujo másico tipo Coriolis de tubos en U (1. incertidumbres al modelo matemático que se usa señal Figura de voltaje sinusoidal, se muestra en la figura3. Tubos Bobina excitadora, 2. Detectores electromagnéticos, para calcular el factor del medidor. A continuación 2, quedelrepresenta el movimiento del -sensor que sensor, 4. Conexiones eléctricas señales,y 5.

Bridas de P55 es procesada se escribe el desarrollo correspondiente, conexión al por proceso 6. RTD adherido la pared exterior del el ytransmisor del asistema de tubo.)que determina el desfasamiento, t, en medición

Incertidumbre estándar combinada

microsegundos entre las señales de entrada y

poseer accion caracte situ.

La osc detecto que re señal repres tubo (s

Si la proces natura por los voltaje el proc ecuaci

La de propo vibrac Las co

Los detectores electromagnéticos producen una señal de voltaje sinusoidal, que representa el movimiento del sensor y que es procesada por el transmisor del sistema de medición que determina el desfasamiento, ∆t, en microsegundos entre las señales de entrada y salida del sensor. qm ∝ K∆K

La densidad del fluido (ρ) es directamente proporcional al cuadrado del periodo de vibración de los tubos.

Las constantes C1 y C2 están definidas por la geometría, el volumen interno, la masa del sensor, las propiedades características del material del sensor y la corrección por efecto de la temperatura del modulo de elasticidad. Estas constantes son particulares de cada sensor.

(14)

El flujo másico (qm) es proporcional al intervalo de tiempo ∆t y depende también de ciertas características geométricas del sensor. Así, el flujo másico es independiente de la frecuencia de oscilación del tubo de medición.

Si el fluido esta en reposo, no existe diferencia de tiempo entre las señales sinusoidales.

3.

Los principales aspectos sujetos a estudio son los siguientes: • Determinar errores sistemáticos con el fin de identificar si estos provienen de los sistemas de medición o del método particular empleado.

• Establecer el comportamiento metrológico y la estabilidad del medidor de flujo tipo turbina empleado como medidor de transferencia.

• Determinar si la estimación de incertidumbre del medidor de transferencia está dentro de lo esperado.

• Finalmente, como beneficio adicional, los resultados de la comparación nos permitirá detectar oportunidades de mejora en el proceso de medición y establecer un protocolo adecuado en la comparación nacional.

El módulo de elasticidad K depende del material del sensor y debe ser corregido por cambios de temperatura que ocurran en el proceso de medición. Normalmente se instala una resistencia de platino (RTD) que permite ajustar esta constante de proporcionalidad y obtener un flujo másico compensado por los cambios en el módulo de elasticidad del sensor.

La mayoría de los diseños de los medidores de flujo másico tipo Coriolis poseen la capacidad de medir la densidad del fluido empleando la frecuencia de oscilación del sensor.

Así como los densímetros a frecuencia, los métodos de calibración empleados en los medidores Coriolis para medir densidad deben poseer trazabilidad hacia los patrones nacionales, acciones que determinarán la estabilidad de sus características metrológicas durante su empleo in situ.

Inicialmente se efectuó la calibración previa del medidor de flujo tipo turbina bajo un régimen de flujo turbulento completamente desarrollado, es decir, un perfil de velocidades aguas arriba de la turbina libre de distorsiones y vórtices. Se utilizó tubería recta con una longitud equivalente, L/D = 180.

La oscilación de los tubos es registrada por los detectores como una señal de voltaje sinusoidal que refleja su movimiento. La frecuencia de esa señal de voltaje sinusoidal de los detectores representa la frecuencia natural de vibración del tubo (sensor).

Durante la prueba de comparación el patrón de referencia probador compacto tipo pistón de desplazamiento positivo (OF 1500) empleando reducciones concéntricas de 150 mm por 100 mm y mangueras flexibles de 150 mm el medidor de transferencia se instaló aguas abajo, esto provoca distorsiones y vórtices severos en el perfil de velocidades, por esa razón se empleo tubería recta con una longitud equivalente, L/D = 110.

Si la densidad del fluido cambia durante el proceso provoca un cambio en la frecuencia natural de oscilación del sensor que es captada por los detectores como un cambio en la señal de voltaje sinusoidal. La densidad del fluido durante el proceso puede ser determinada por la siguiente ecuación. ρ = C1T2 + C0

INVESTIGACIÓN Y PRUEBAS

Aguas abajo del patrón de transferencia se instaló el medidor de flujo másico tipo Coriolis (CMF 300), que además de permitirnos verificar el comportamiento de los sistemas gravimétricos durante las pruebas, se utilizó como patrón de referencia en la calibración del medidor de flujo tipo

(15)

P56

Pb - presión mínima requerida aguas abajo del medidor de flujo (kPa) Pb ≈tipo 2∆pturbina, + 1,25pe (16) p - pérdida de carga a través del medidor de flujo, (kPa) Pb Presión mínima requerida aguas abajo del pe - presión de vapor del fluido a la temperatura medidor de flujo tipo turbina, (kPa) de operación, (kPa) ∆p Pérdida de carga a través del medidor de

flujo, (kPa) Finalmente la masa de agua que paso a través de pe Presión de vapor del fluido a la temperacada uno de estos elementos fue colectada por tura de operación, (kPa) uno de los dos sistemas para pesar (SEP).

via del men de do, es a de la utilizó L/D =

rón de ón de leando 00 mm dor de rovoca rfil de ubería 0.

instaló F 300), ar el étricos ón de e flujo roducir cula a presión ómeno te su

RESULTADOS – Comparación interna

4.

RESULTADOS – Comparación interna

La repetibilidad se expresa como la desviación estándar experimental de la media (sj), expreLa repetibilidad se expresa como la desviación sada como porcentaje dellavalor promedio de un _ de estándar experimental media (sj), expresada ). punto factor Kdel (Fjvalor comodel porcentaje promedio de un punto del factor K ( KF j ).

1 n  KFi ( qvj) (pulsos/L) n i 1

KF j 

(18)

Donde n es el número de mediciones al flujo qvj.

2

La figura 5 muestra un diagrama esquemático de Finalmente la masa de agua que paso a través de la instalación empleada durante la comparación cada uno de estos elementos fue colectada por interna, observe aguas abajo el probador uno de los dos sistemas para pesar (SEP). compacto, en serie con la turbina y el medidor de flujo másico aguas abajo.

en la

4.

sj 

1 n  ( KFi  KF j ) 2 (pulsos/L) i n  1 1

(19)

El factor K representativo para un método y a un flujo determinado qvj (KFrep) es:

1

z

KFrep   KFi ( qvj) (pulsos/L) (20) La figura 5 muestra un diagrama esquemático de z h 1 laDurante instalación empleada durante la comparación las pruebas, tres expertos operaron los interna, observe aguas abajo ely probador diferentes sistemas de medición efectuaroncomlas pacto, en serie con la turbina y el medidor de Donde z es el número de pruebas empleando un flujo másico aguas abajo. de Medición de Fluidos 10 método determinado al flujo qvj.

6ª Jornada Internacional Junio 28 al Julio 1 de 2011 Durante las pruebas, tres expertos operaron El promedio la desviación experiDonde z es elde número de pruebasestándar empleando un los diferentes sistemas de medición y efectuamental la mediaalpara método de determinado flujo el qvj.flujo qvj, está dado pruebas de acuerdo a lo ron las pruebas de acuerdo a lorequerido requeridopor por por: procedimientos de calibración específicos procedimientos de calibración específicospara para El promedio de la desviación estándar cadamétodo método de calibración, trabajando cada de calibración, trabajando simulexperimental de la media para el flujo qvj, está simultáneamente independientemente el táneamente peropero independientemente el uno uno dado por: del otro, lo que adicionó un parámetro extra a del otro, lo que adicionó un parámetro extra a evaluar.

1 n evaluar. s  s j

sensor 1

Kp

sensores ópticos

P

T

P T

másico

sensor 1

(21)

Desviación estándar experimental del promedio

tiempo densidad

Sistema Volumétrico

i 1

(pulsos/L)

( sKFrep ) del factor K ( KF j ) al flujo qvj.

T sensor 2

z

sensor 2

j ( qvj )

T

Kse masa

turbina

2

s KFrep 

Figura 8. Sistema de medición que combina patrones de

Figura 8. Sistema de medición que combina patrones referencia gravimétricos y volumétricos utilizados para de referencia efectuar gravimétricos y volumétricos utilizados comparación interna. para efectuar comparación interna.

1 z  ( KF j  KFrep ) 2 (pulsos/L) (22) z  1 h 1

Correcciones por temperatura Correcciones por temperatura

La determinación del factor K de la turbina a 20 °C se efectuó tomando del en cuenta coefi La determinación factor K únicamente de la turbina ael20 °C ciente de expansión de la carcasa se efectuó tomando de ensuperfi cuentacieúnicamente el de la turbinademanufacturada acero inoxidacoeficiente expansión de en superficie de la -6 1/°C manufacturada la temperaturaendelacero agua ble, α = 34 carcasa dex la10turbina -6 1/°C la temperatura inoxidable, = 34 x 10 durante las αpruebas varió entre 20 °C y 26del°C durante las pruebaspara variólaentre 20 °C yde 26la y agua la siguiente ecuación corrección °C y la fue siguiente ecuación para la corrección de la turbina usada: turbina fue usada:

KF20  1  2αTL  20  KF (pulsos/L) (17)

Reproducibilidad del KF j para z pruebas empleando un método determinado al flujo qvj, está dado por: 2

R  s j  s KFrep

2

(pulsos/L)

6,5800

6,5750

6,5700

6,5650

6,5600

6,5550

6,5500

0,28 6,5450

6,5400

6,5350 0

celdas de carga

Sistema gravimétrico

6ª Jor

Factor K @ 20 °C (pulsos/L)

ma requerida aguas abajo evitó el fenómeno de  2p la + 1,25pe (16) Pb sobre cavitación turbina durante su funcionamiento.

Tecnología

referencia en la calibración del medidor de flujo carcasa de la turbina manufacturada en acero -6 tipo turbina. Así mismo, se empleó para producir 1/°C latipo temperatura del inoxidable, α =de34flujo x 10másico del uso medidores coriolis como una caída de presión cuando Validación el fluido circula a de losagua durante las pruebas varió entre 20 °C y 26 patrones de referencia en aplicaciones de Transferencia de Custodia través de él, permitiendo asegurar que la presión °C y la siguiente ecuación para la corrección de la mínima Así requerida aguas abajo evitó fenómeno turbina. mismo, se empleó para el producir una turbina fue usada: de cavitación durante su KF20 = (1 + 2α (Tl — 20)) KF (pulsos/L) (17) caída de presión sobre cuandolael flturbina uido circula a través funcionamiento. de él, permitiendo asegurar que la presión míniKF20  1  2αTL  20  KF (pulsos/L) (17)

(23)

La incertidumbre expandida del factor K, se expresa en con un factor de cobertura k basado La incertidumbre expandida del factor K, se grados efectivos de en la distribución-t para ν ef expresa en con un factor de cobertura k basado libertad que corresponden aproximadamente a un en la distribución-t para νef grados efectivos de nivel de confianza del 95 %, se estimó basándose a libertad que corresponden aproximadamente en la Guía para la Expresión de un nivel de confianza del 95 %, la seIncertidumbre estimó basánen las Mediciones –BIMP, IEC, IFCC, dose en la Guía para la Expresión ISO, de laIUPAC, IncertiIUPAP, OIML. Publicada por ISO en 1995.

dumbre en las Mediciones –BIMP, IEC, IFCC, ISO, IUPAC, IUPAP, OIML. Publicada por ISO en 1995.

4.1.

Resultados de las pruebas de calibración del medidor de flujo tipo turbina P57 empleando el sistema gravimétrico (SEP).

La dispersión del factor K en el alcance de

Figura calibrac como r Líquido

4.2. calibra emplea despla

La dis medició la repet ≤ 0.3 % donde l ≤ 0.18 % La ince 0.074 % 2.08 y excepc incertid factor efectivo

La del factor en el de alcance de 4.1.dispersión Resultados de lasKpruebas calibración medición de la turbina oscila entre 0.1 % a 0.03 %, del medidor de flujo tipo turbina empleando el lasistema repetibilidad ≤ 0.05 % y(SEP). una reproducibilidad de gravimétrico ≤ 0.1 % con excepción del flujo de 400 L/min donde la dispersión es de 0.28 %, repetibilidad de La dispersión del factor K en el alcance de ≤ 0.18 % y reproducibilidad de ≤ 0.7 %. medición de la turbina oscila entre 0.1 % a 0.03 La incertidumbre expandida del factor K es de %, la repetibilidad ≤ 0.05 % y una reproducibili0.067 % expresada con un factor de cobertura k = dad de 0.1 %grados con excepción flujo de con 400 L/ efectivos del de libertad, 2.04 y ν≤ef=64 min donde la dispersión es de 0.28 %, repetibiexcepción del flujo bajo donde se estimo una lidad de ≤ 0.18 y reproducibilidad 0.7 %. incertidumbre de ±% 0.1 % expresada conde un ≤factor de cobertura k = 2.21 y νef=13 grados efectivos de La incertidumbre expandida del factor K es de libertad.

0.067 % expresada con un factor de cobertura k = 2.04 y νef=64 grados efectivos de libertad, con excepción del flujo bajo donde se estimo una incertidumbre de ± 0.1 % expresada con grados un factor de cobertura de k =Medición 2.21 y νef 6ª Jornada Internacional de=13 Fluidos efectivos de libertad.

Junio 28 al Julio 1 de 2011

(21)

K factor en función del flujo volumétrico 6,5800

(23)

se sado s de a un dose mbre PAC,

de bina

de 3 %, d de /min d de

s de ak= con

SEP 2004-06-16 SEP promedio

6,5550

0,069 %

6,5500

0,030 %

0,28 % 6,5450

6,5400

6,5350 0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

qv (L/min)

Figura 9. Resultados de las diferentes pruebas de calibración Figura 9. Resultados de las diferentes pruebas de del medidor de flujo tipo turbina empleando como referencia calibración del medidor de flujo empleando el Patrón Nacional paratipo Flujoturbina de Líquidos. como referencia el Patrón Nacional para Flujo de Líquidos.

4.2. Resultados Resultados dedelas pruebas de calibración 4.2. las pruebas de calibración del deturbina flujo tipo turbina el del medidor demedidor flujo tipo empleando empleando el probador compacto positide probador compacto de desplazamiento desplazamiento vo (OF 1500). positivo (OF 1500).

La K K en en el el alcance de de La dispersión dispersióndel delfactor factor alcance medición de la turbina oscila entre 0.1 % a 0.06 %, medición de la turbina oscila entre 0.1 % a 0.06 la%,repetibilidad ≤ 0.07 ≤%0.07 y una% reproducibilidad de la repetibilidad y una reproducibili≤dad 0.3de %≤con excepción del flujo de 400 L/min 0.3 % con excepción del flujo de 400 L/ donde la dispersión es de 0.26 %, repetibilidad de min donde la dispersión es de 0.26 %, repetibi≤lidad 0.18 % y reproducibilidad de ≤ 0.8 %. de ≤ 0.18 % y reproducibilidad de ≤ 0.8 %.

La incertidumbre expandida del factor K es de ± 0.074 % expresada con un factor de cobertura k = La incertidumbre expandida del factor K es de 2.08 y νef=32 grados efectivos de libertad, con ± 0.074 % expresada con un factor de cobertura excepción del flujo bajo donde se estimo una k = 2.08 y νef=32 grados efectivos de libertad, incertidumbre de ± 0.15 % expresada con un con del kflujo bajo ydonde estimo grados factor excepción de cobertura = 2.32 νef=9 se una incertidumbre de ± 0.15 % expresada con efectivos de libertad.

un factor de cobertura k = 2.32 y efectivos de libertad.

K factor en función del flujo volumétrico

νef=9

grados

6,5650

6,5600

Factor K @ 20 °C (pulsos/L)

ebas qvj,

SEP 2004-01-05

6,5600

6,5550

6,5500

OF 1500 2004-06-14 OF 1500 2004-06-16

6,5450 0,26 %

OF 1500 2003-12-29

0,059 %

0,086 %

6,5550

6,5500

OF 1500 2004-06-14 OF 1500 2004-06-16

6,5450 0,26 %

OF 1500 2003-12-29

0,086 %

0,059 %

OF 1500 2004-01-05

6,5400

Factor K promedio 6,5350 0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

qv (L/min)

Figura 10. Resultados de las diferentes pruebas de calibración del medidor de flujo tipo turbina empleando como referencia Figura 10. Resultados de las diferentes el probador compacto de desplazamiento positivo pruebas tipo pistón.

de calibración del medidor de flujo tipo turbina empleando como referencia el probador compacto de desplazamiento positivo tipo pistón.

4.3.

Diferencia de los valores promedio.

OF 1500 CMF 300 SEP KF KF KF promedio promedio promedio

qv (L/min)

SEP 29/30-12-2004

6,5650

6,5600

4.3.

SEP 23-12-2003 6,5700

edio

(22)

2003-10-08 individual

6,5750

Factor K @ 20 °C (pulsos/L)

ndar está

11

K factor en función del flujo volumétrico 6,5650

Diferencias de los valores representativos del KF (%)

Diferencia de los valores promedio.

SEP/ SEP/ OF 1500 CMF 300 qv SEP OF 1500 CMF 300 Diferencias de los KF 39 6.548 KF 05 KF valores 4 317 6.548 -0.005 representativos 3 896 promedio 6.551 26 promedio 6.550 50 promedio -0.012 del KF (%) 3 401 6.552 69 (Pulsos/L) 6.551 70 (Pulsos/L) -0.015 (L/min) (Pulsos/L) SEP/ SEP/ 1500 CMF 300 2 897 6.554 01 6.552 60 6.553 02 OF -0.022 -0.015 6.548 05 39 6.556 6.548 10 05 -0.005 24 317 197 6.558 -0.030 6.557 33 -0.011 3 896 6.551 26 6.550 50 -0.012 13 401 904 6.560 -0.047 -0.014 6.559 26 -0.015 6.552 21 69 6.557 6.551 13 70 6.554 23 01 6.559 6.552 13 60 6.553 -0.015 12 897 399 6.562 -0.047 0.006 6.56202 64 -0.022 2897 197 6.561 6.558 64 05 6.558 6.556 17 10 6.557 -0.011 -0.053 0.005 6.56133 95 -0.030 1 904 6.560 21 6.557 13 6.559 26 -0.047 -0.014 -0.007 1397 399 6.549 6.562 88 23 6.549 6.559 44 13 6.562 64 -0.047 0.006 897 6.561 64 6.558 17 6.561 95 -0.053 0.005 397 6.549 88 6.549 44 -0.007 Tabla 1.

Diferencias determinadas empleando los promedios del factor K de las diferentes pruebas.

(Pulsos/L)

(Pulsos/L)

(Pulsos/L)

Tabla 1. Diferencias determinadas empleando los promedios del factor de las diferentes pruebas. los Las diferencias se Kdeterminaron utilizando Las diferencias se determinaron utilizando los factores representativos determinados con cada factores representativos determinados con cada método y varía entre 0.005 % y 0.053 %. método y varía entre 0.005 % y 0.053 %.

K factor promedio en función del flujo volumétrico 6,5800

OF 1500

6,5750

SEP promedio

6,5700 Factor K promedio @ 20 °C (pulsos/L)

o un

excepción del flujo bajo donde se estimo una incertidumbre de ± 0.15 % expresada con un factor de cobertura k = 2.32 y νef=9 grados efectivos de libertad.

Factor K @ 20 °C (pulsos/L)

4.1.

Resultados de las pruebas de calibración del medidor de flujo tipo turbina empleando el sistema gravimétrico (SEP).

Curva individual SEP 6,5650

Másico 0,053 %

6,5600

6,5550

0,030 %

6,5500 0,005 %

6,5450

6,5400

6,5350 0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

qv (L/min)

Figura Diferenciasde de los los resultados factor K K Figura 10. 11.

Diferencias resultadosdeldel factor del patrón de transferencia obtenidos con los diferentes del patrón de transferencia sistemas deobtenidos referencia.con los diferentes sistemas de referencia.

5.

DISCUSIÓN

En la figura 5 se puede observan variaciones entre P58 la curva de la calibración ideal de la turbina y la curva producida con el arreglo empleado en la comparación puede estimarse que esas

6ª Jor

En la ta el SEP aunque medició sistemá

La tabla factor d referen los err destaca calibrad de Fluj verifica 6.

C

 L en la estabilid con exc la varia en el co  L se efec reprodu  L errores emplea incertid fuente d

6.

R emplea

6,5400

incertidumbre de medición debe determinarse la fuente de los mismos.

6,5350 0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

qv (L/min)

Figura 10. Diferencias de los resultados del factor K 5. patrónDISCUSIÓN del de transferencia obtenidos con los diferentes sistemas de referencia. figura 10 se observan variaciones entre 5.En laDISCUSIÓN

6. RESULTADOS RESULTADOS – – Calibración Calibraciónenensitio sitio 6. empleando un probador bidireccional. empleando un probador bidireccional.

la curva de la calibración ideal de la turbina y

la lacurva con el variaciones arreglo empleado En figura 5producida se puede observan entre la comparación puede que laencurva de la calibración ideal estimarse de la turbina y laesas curva producida el arreglo empleado aenefectos la variaciones se con deben principalmente comparación puede estimarse que esas de distorsiones en el perfi l de velocidades sobre variaciones a la efectos de el medidorsededeben flujo principalmente producidos por instalación distorsiones perfil de velocidades sobre el y operaciónendelel probador compacto de desplazamedidor flujo producidos por la instalación y miento de positivo. operación del probador compacto de desplazamiento positivo.

Entre los resultados mostrados en las figuras 10 y 11 se observan dispersiones similares en las dife-

Entre lospruebas resultados mostradosempleando en las figuras y6 rentes efectuadas el 5método se observan dispersiones similares en lasque gravimétrico y el método volumétrico lo diferentes pruebas efectuadas empleando el significa que es parte del comportamiento del método gravimétrico y el método volumétrico lo medidor flujo tipo turbina bajo esas condiciones que significa que es parte del comportamiento del de instalación. medidor flujo tipo turbina bajo esas condiciones de instalación.

En la tabla 1 se observa que las diferencias entre el SEP y el OF 1500 son siempre negativas12 y aunque están dentro de la incertidumbre de medición confirman la existencia de errores sistemáticos en el proceso de medición.

La tabla 1, muestra también, los resultados del K factor de la turbina empleando como patrón de referencia un medidor de flujo másico (CMF 300) los errores son positivos y negativos, cabe destacar que ese sistema de medición fue calibrado directamente contra el Patrón Nacional de Flujo de Líquidos y se empleo además para verificar el comportamiento del mismo.

6.

Los medidores de flujo másico tipo Coriolis son empleados por la industria del petróleo en aplicaciones de transferencia de custodia, crudo y productos terminados tanto en masa como en volumen, y como patrones de referencia para la calibración de medidores de flujo.

Los resultados provienen de la calibración de un medidor tipo Coriolis configurado para medir en masa, y con indicación de la densidad a la temperatura de prueba; usando como referencia un probador bidireccional. El fluido de trabajo es diesel, sin embargo pueden emplearse otros combustibles en la calibración.

CONCLUSIONES

Medidor másico tipo Coriolis bajo calibración

• Las diferencias y la dispersión de los datos en la comparación interna muestran que la estabilidad del patrón de referencia es adecuada, con excepción del flujo bajo de 400 L/min, donde la variación de los resultados muestran un efecto en el comportamiento del medidor.

•

Figura 12. Fotografía de una instalación que combina un medidor de flujo másico de referencia y un probador para su calibración.

Realizar el procedimiento de ajuste del “ZERO” al sensor del medidor de flujo másico antes de iniciar las pruebas de calibración.

La aplicación de este tipo de calibraciones debe tomar en cuenta las especificaciones técnicas tanto del medidor bajo calibración como las del probador bidireccional empleado como patrón de referencia.

La estabilidad del patrón de transferencia se efectuó sobre la base de la repetibilidad y de la reproducibilidad del factor K.

Nomenclatura para la densidad del líquido

• Las diferencias muestran la existencia de errores sistemáticos entre ambos métodos empleados, que aunque están dentro de la incertidumbre de medición debe determinarse la fuente de los mismos.

API: RD: RHO: RHOb: RHOobs:

P59

Densidad del líquido en grados API. Densidad relativa del líquido.

Densidad del líquido (kg/m3, g/L) Densidad base del líquido.

Densidad observada del líquido a presión base.

medidor tipo Coriolis configurado para medir en masa, y con indicación de la densidad a la temperatura de prueba; usando como referencia un probador bidireccional. El fluido de trabajo es sin embargo pueden emplearse otros RHOdiesel, tp: Densidad del líquido a las condiciones combustibles en la calibración.

presión base.

RHOtp: Densidad del líquido a las condiciones de presión y temperatura de la prueba.

de presión y temperatura de la prueba.

Tabla 2. Resultados de la calibración del medidor de flujo másico en el Laboratorio de Flujo de Líquidos del CENAM.

Medidor másico tipo Coriolis bajo calibración Certificado CNM - CC - 710-001-2008 (agua)

Realizar el procedimiento de ajuste del “ZERO” al qmsensor (ton/h) del medidor e (%) de flujoMFmásico antesutde (%)iniciar las pruebas de calibración.

0.01 301.9 0.99986 241.2 210.1 181.1 150.2 120.2 120 90.4 58.3 30.6 14.3 120.4 119.7

0.01 0 -0.01 -0.01 -0.02 0.05 0.02 -0.01 -0.05 -0.16 0.04 -0.03

0.99994 1.00002 1.00008 1.0001 1.00016 0.99953 0.99978 1.0001 1.00052 1.00159 0.99962 1.00032

0.043 K=2

Figura 12. 13.

LaLagráfica resultados obtenidos obtenidospara el Figura gráficamuestra muestra los los resultados paramedidor el medidor másico tipo Coriolis conen agua en de flde ujoflujo másico tipo Coriolis con agua laboratorio y laboratorio con Diesel en una instalación de productos con yDiesel en una instalación de productos terminados. terminados.

Tabla 2. Resultados de la calibración del medidor de flujo másico en el Laboratorio de Flujo de Líquidos del CENAM.

Incertidumbre de medida

se expresa con un factor de cobertura k=2,03 y 73 grados efectivos de libertad que corresponden aproximadamente a un nivel de confianza del 95 %.

Magnitudes de mayor contribución Repetibilidad: Se calcula para el factor del medidor a partir del número de corridas de calibración. Su valor se estima de acuerdo con la GUM 1995.

Densidad del fluido en el densímetro a frecuencia, ρD: Se debe considerar la incertidumbre de calibración del instrumento de densidad. De acuerdo a CNM-CC-730-135/2008 la incertidumbre es de 0,022 kg/m3 con un factor de cobertura k = 2 que asegura un nivel de confianza aproximado del 95 %.

Volumen certificado del medidor de referencia, BVP: Incertidumbre asociada con la calibración del probador compacto. Esta incertidumbre puede catalogarse como incertidumbre tipo B; el valor de incertidumbre informado en el certificado

13 tipo Coriolis CMF Medidor de Flujo másico Flujo másico

N

CTLm

CPLm

Masa m

e

MF

s

UT

U máx

(toneladas/h)

(pulsos)

(adimensional)

(adimensional)

(kg)

(%)

(adimensional)

(%)

(%)

(%)

80.1

157359.2

0.98383

1.00066

1573.59

-0.02

0.99982

0.025

0.043

80.0

157397.0

0.98373

1.00066

1573.97

-0.06

0.99939

0.018

0.038

110.3

157275.9

0.98303

1.00064

1572.76

0.01

1.00011

0.036

0.051

133.1

157300.0

0.98359

1.00063

1573.00

0.01

1.00006

0.017

0.037

173.6

157306.4

0.98313

1.00060

1573.06

0.00

0.99998

0.011

0.034

247.4

157262.0

0.98294

1.00085

1572.62

0.06

1.00055

0.013

0.038

247.2

157244.4

0.98255

1.00085

1572.44

0.03

1.00032

0.008

0.034

176.7

157274.4

0.98345

1.00057

1572.74

0.01

1.00012

0.019

0.037

55.6

157277.8

0.98360

1.00062

1572.78

0.04

1.00043

0.011

0.034

55.8

157232.2

0.98360

1.00061

1572.32

0.07

1.00071

0.025

0.041

80.7

157264.0

0.98371

1.00063

1572.64

0.07

1.00065

0.017

0.037

109.6

157279.6

0.98371

1.00064

1572.80

0.06

1.00055

0.012

0.035

208.6

157328.4

0.98314

1.00056

1573.28

0.03

1.00026

0.005

0.034

79.7

157297.8

0.98395

1.00065

1572.98

0.07

1.00068

0.013

0.036

Tabla 3. Resultados de la calibración del medidor de flujo másico utilizando el probador bidireccional en sitio. Se utilizó diesel como fluido de trabajo.

P60

0.051 con k =2,20 vef = 40 p≈ 95 %

or de flujo sitio. Se

3

incertidumbre es de 0,022 kg/m con un factor de cobertura k = 2 que asegura un nivel de confianza aproximado del 95 %.

8. RECONOCIMIENTOS Al Dr. George E. Mattingly precursor incansable de la metrología de flujo de fluidos en nuestro país.

ctor del idas de rdo con

Al M. en C. José Lara Manríquez (†) precursor de este trabajo.

ferencia, ibración idumbre ipo B; el en el ctor de ivos de mente a

metro a erar la mento de 5/2008 la

REFERENCIAS [1] G. E. Mattingly, “Dynamic Traceability of Flow Measurements, Flowmeko 1979, Tokio (Japan) Proceedings pp. 401-411.

[2] ISO 4185 “Measurement of liquid flow in closed conduits – Weighing method” – 1980.

Figura 14. La figura muestra la contribución de las variables

entrada el pesomuestra que tienenladurante el proceso.

La yfigura contribución de las Figurade13.

variables de entrada y el peso que tienen durante el proceso.

[3] M. Tanaka, G. Girard, R. Davis, A. Peuto and N. Bignell- Recommended table for the density of water between 0°C and 40 °C based on recent experimental reports – metrologia - 2001.

Modelo matemático de API 2540: De acuerdo con la experiencia, se propone considerar una incertidumbre estándar igual a 0,1 kg/m3 por el uso 14 del modelo matemático propuesto. Este valor se basa en las diferencias máximas encontradas entre los resultados de aplicar el modelo API 2540 y las mediciones de densidad usando el método de pesada hidrostática.

[4] Guía BIPM/ISO para la expresión de la incertidumbre en las mediciones CNM-MEDPT-0002.

[5] API -Manual of petroleum measurement standards, Chapter 12.2 Calculation of petroleum quantities, Section Calculation of liquid petroleum quantities measurement by turbine or displacement meters.

7. CONCLUSIONES Los resultados de la prueba de aptitud son SATISFACTORIOS, es decir, están dentro del límite de aceptación (En ≤ 1), las diferencias entre los resultados de La calibración del patrón de referencia empleando dos métodos diferentes son menores que la incertidumbre expresada.

[6] API - Manual of Petroleum Measurement Standards – Chapter 5 Metering. Section 6 – Measurement of Liquid Hydrocarbons by Coriolis Meters. October 2002.

Conclusiones generales:

[7] OIML R119 Pipe prover for testing measuring systems for liquids other than water.

1. Se provee información cuantitativa para determinar las limitaciones de un método de medición en particular.

2. Ofrece una descripción de las magnitudes de influencia.

3. Permitirá a los usuarios establecer objetivamente la incertidumbre total del proceso de medición de flujo.

4. Proveerá la posibilidad de cuantificar cualquier desviación de los resultados fuera de la incertidumbre estimada de medición.

5. Ayudará a simplificar de manera racional los procedimientos de medición.

6. Se debe evaluar periódicamente del comportamiento del patrón de referencia.

[8] ISO 7278-2 Liquid hydrocarbons -Dynamic measurement - Proving systems for volumetric meters. Part 2.

P61

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