Mediçao de Gas Natural

6. MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL A medição de vazão e dos volumes de gás natural é também regulamentada pela ANP através de seu “Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural” que tem demandado novas exigências na área de produção, injeção, queima e transferência do gás, implicando num programa de melhoria contínua em medição. Segundo o Regulamento, as medições de gás natural nos pontos de medição da produção devem utilizar placas de orifício, turbinas ou medidores do tipo ultra-sônico. Outros tipos de medidores podem ser utilizados se previamente autorizados pela ANP (p.ex.: tipo V-Cone ou Vortex, etc.). Ainda conforme o Regulamento, não podem ser instalados contornos (bypass) nos sistemas de medição de gás. Sistemas com troca de placas de orifício em fluxo sob pressão (válvula portadora de orifício ou porta-placa ou senior orifice fitiing) não são considerados contornos. Os medidores do tipo pressão diferencial são os mais utilizados em aplicações industriais, representando cerca de 51% e entre eles estão: placa de orifício, tubo Venturi, bocal de vazão, tubo lo-loss, tipo cotovelo, tubo de Pitot (ou Annubar) e V-cone. O medidor tipo placa de orifício se destaca por uma série de características, tais como: simplicidade de confecção, possibilidade de medir grandes volumes, fácil adaptação ao controle de vazão em processos contínuos, facilidade de calibração sem necessidade de outro medidor de vazão como referência, grande acervo de dados e coeficientes experimentais acumulados e registrados. Existe uma série de tipos de placas de orifícios que são utilizadas a depender do tipo de fluido a ser medido, sendo que para gás natural, o mais adequado é a placa concêntrica circular de canto vivo (ou bordo reto). Os medidores com placa de orifício já são utilizados a mais de 80 anos e durante muito tempo tiveram como principal nicho de aplicação os registradores de carta circular de campo (ver Figura 5.1) onde três penas registravam continuamente o comportamento da pressão diferencial, pressão estática e a temperatura.

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

Nas medições de gás natural com placas de orifício devem ser atendidos os requisitos das seguintes normas:

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NBR ISO 5167-1 Medição de Vazão de Fluidos por Meio de Instrumentos de Pressão -- Parte 1: Placas de Orifício, Bocais e Tubos de Venturi Instalados em Seção Transversal Circular de Condutos Forçados. Evaluation of Uncertainties • ISO/TR 5168 Measurement of Fluid Flow -- Evaluation • ISO/TR 9464 Guidelines for The Use of ISO 5167-1:1991 Manual of Petroleum Measurement Standards • API – MPMS – Manual Chapter 14.2, Compressibility Factors of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases (A.G.A. (A.G.A. Report Report nº 8) Chapter 14.3, Part 1, Concentric, Square-Edged Orifice Meters (A.G.A. Report n.º 3) (GPA 8185-90) Chapter 14.3, Part 2, Specification and Installation Requirements, Reaffirmed May 1996 (ANSI/API 2530) Chapter 14.3, Part 3, Natural Gas Applications. •

É sabido que as normas AGA e ISO diferem em alguns pontos, principalmente nos comprimentos dos trechos retos a montante e a jusante do elemento primário (a ISO requer trechos mais longos). A norma A.G.A. Report n.º 3 foi criada em 1924 e vem sendo constantemente revisada, sendo que, na revisão de 1990-92, foi desmembrada em 4 partes: Part 1 – General Equations and Uncertainty Guidelines Part 2 – Specification and Installation Requirements Part 3 – Natural Gas Applications Part 4 – Background, Development, and Implementation Procedure and Subroutine Documentation for Empirical Flange-Tapped Flange-Tapped Discharge Coefficient Equation

A Parte 2, que trata dos requisitos de instalações e acessórios, foi revisada em Abril 2000 de forma a se aproximar da ISO, uma vez que há uma tendência a se adotar essa última a nível mundial. No caso do atendimento às normas citadas no Regulamento da ANP, basta atender à pelo menos uma das normas. A Parte 1 trata das equações de vazão volumétrica e mássica, além das considerações sobre incertezas de medição, bem como simbologia e terminologia. A Parte 3 trata das equações e métodos computacionais com maior detalhamento. Nas medições de gás com turbinas devem ser atendidos os requisitos da seguinte norma: • AGA – American Gas Association

Measurement of Gas by Turbine Meters, A.G.A. Report n.º. 7

Nas medições de gás com medidores ultra-sônicos devem ser atendidos os requisitos da seguinte norma: • AGA – American Gas Association

Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters, A.G.A. Report Report n.º 9

Os sistemas de medição fiscal de gás devem ser projetados, calibrados e operados de forma que a incerteza de medição seja inferior a 1,5%. Os demais sistemas de medição devem ter uma incerteza de medição inferior a 3% (os sistemas para apropriação da produção devem ter uma incerteza de 2%). Os sistemas de medição fiscal de gás natural devem incluir dispositivos para compensação automática das variações de pressão estática e de temperatura. A compensação deve incluir as variações do coeficiente de compressibilidade do gás decorrentes das variações de pressão e Cap .6 – MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL

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temperatura. As variações na composição do gás, registradas durante as análises periódicas, devem ser compensadas imediatamente após cada nova análise, para as medições subseqüentes. Pode-se inferir que o uso de computadores de vazão é obrigatório em casos de medição fiscal, ficando o uso de registradores de carta circular limitado aos casos existentes de medição operacional ou de apropriação da produção com vazões máximas inferiores a 5.000 m3 /d.

MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL PELO AGA-3 A norma AGA-3 define as equações de vazão mássica e volumétrica para uso nos procedimentos de medição de gás natural utilizando placas de orifício do tipo concêntrico com bordo reto e com tomadas do tipo “flange-taps”. A metodologia para tomadas do tipo “pipe-taps” é descrita no apêndice 3-D da mesma. Um sistema típico de medição de gás (ver Figura 5.2) é formado por: a) b) c) d) e) f)

Placa de Orifício Dispositivo que abriga a placa (“Flange de Orifício” ou “Porta-Placa”) Trechos retos a montante (com ou sem retificador de fluxo) e a jusante Transmissor de pressão diferencial Transmissor de pressão estática Transmissor de temperatura

Figura 5.2 – Esquema de Medição por Placa de Orifício segundo a AGA-3

Na composição de um sistema de medição, o Elemento Primário (sensor) é a placa de orifício (FE) que fica em contato direto com o processo, gerando uma pressão diferencial proporcional ao quadrado da vazão. A placa de orifício gera uma perda de carga permanente no processo, é instalada, geralmente, dentro do dispositivo porta-placa (“Daniel” ou de outro fabricante) ou entre flanges (“flange de orifício”). Também são considerados como elemento primário a tomada Cap .6 – MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL

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de pressão diferencial, os trechos retos de medição, o dispositivo porta-placa ou flange de orifício e o condicionador de fluxo (quando utilizado). Já o Elemento Secundário, que é o responsável pela indicação das variáveis dinâmicas do cálculo da vazão, é formado por Indicador (FI) ou registrador local (FR), ou transmissor de vazão (FT) e sensor de temperatura (TE ou TT) e de pressão estática (PE ou PT) (ver Figura 5.3).

Figura 5.3 – Típicos Sistemas de Medição por Placa de Orifício

Neste tipo de sistema há 3 valores básicos de pressão: pressão a montante da placa P1 , pressão a jusante da placa P 2 (ponto de maior velocidade e mínima pressão estática, denominado de “Vena Contracta”) e a pressão recuperada após a placa P 3 (ver Figura 5.4).

Figura 5.4 – Pressões Básicas no Sistema de Placa de Orifício

A pressão estática utilizada nos cálculos deve ser a pressão absoluta do fluido medida em uma das tomadas do “flange de orifício” (ver Figura 5.5). Cap .6 – MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL

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Figura 5.5 – Tomadas de Pressão tipo “Flange-Taps” no Flange de Orifício

A razão entre o diâmetro do orifício e o diâmetro interno da tubulação é dado por:

β =

d D

[5.1]

A qualidade de uma medição é função da sua incerteza. Na medição de gás com placa de orifício, é recomendado trabalhar com um β entre 0,3 a 0,62 com o objetivo de reduzir a incerteza total de medição. Considerando que todo sistema de medição está em conformidade com as recomendações da norma, a incerteza total da medição será a soma da incerteza das variáveis que compõe a equação do cálculo da vazão e da incerteza de instalação. A incerteza das variáveis é dada pela equação: E j = δQ/Q = (∑S j2 E j2)0,5

[5.2]

onde: S j = coeficiente de sensibilidade (SCd, SY, SD, Sd, Shw, Sρ) E j = incertezas parciais (ECd, EY, ED, Ed, Ehw, Eρ) Cd = coeficiente de descarga Y = coeficiente de expansão D = diâmetro interno do trecho de medição d = diâmetro do orifício da placa ρ = massa especifica A norma sugere que a incerteza de instalação é influenciada pelas condições da instalação física da placa, entre outras, quais sejam: a) Natureza empírica do coeficiente de descarga b) Perfil de velocidade e turbulência c) Variações na rugosidade interna da tubulação, na excentricidade da placa e no ângulo reto do bordo A Figura 5.6 (figura 1-6 da norma) mostra os valores da incerteza de instalação em função de β .


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Figura 5.6 – Valores de β para Incerteza de Instalação

A instalação da placa de orifício pode ser feita entre flanges ou em dispositivo porta-placa, sendo a mesma perpendicular e alinhada à tubulação, não devendo haver rebarbas de solda no interior da instalação. A face biselada da placa, quando existir, deve ficar na posição a jusante ao escoamento. A placa deve ser mantida limpa e livre de acúmulo de sujeiras, como parafina, óleo, líquido livre ou outro material estranho, pois pode causar um incremento de incerteza no coeficiente de descarga (Cd ). Para isso deve-se instituir um programa de inspeção periódica. Os itens que compõem sua especificação, são: -

Material Rugosidade Planicidade Diâmetro do orifício e tolerância Espessura da placa Espessura do orifício Bisel Excentricidade

A norma especifica os limites de tolerâncias para as especificações da placa de orifício após o uso prolongado, tais como rugosidade das duas faces da mesma, máxima deformação no sentido do fluxo, arredondamento do orifício, excentricidade, desgaste do bordo reto, erosão, corrosão, limpeza, incrustação de sólidos, etc. Qualquer distorção no perfil médio de fluxo (em termos de tempo) ou aumento significativo na pulsação do fluxo irá produzir erros na medição. O melhor meio de eliminar erros sistemáticos devido à pulsação é eliminar as fontes desta. Os trechos retos a montante e a jusante (meter tubes) devem ser dimensionados de forma que o fluido apresente um perfil de fluxo plenamente desenvolvido na entrada do orifício, livre de redemoinhos ou vórtices. Qualquer distorção no perfil de fluxo acarretará em erros de medição. A norma apresenta valores recomendados para os trechos de acordo com a disposição da tubulação e presença de válvulas ou reduções (ver Tabela 5.10). A Figura 5.7 apresenta a configuração típica Cap .6 – MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL

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de um sistema com trechos retos flangeados ou soldados e com cotovelos de tubulação a montante do mesmo.

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

A Tabela 5.1 (tabela 2-7 da norma) apresenta os comprimentos mínimos dos trechos retos sem condicionadores de fluxo, e pode ser notado que os comprimentos variam com o fator β (ver equação [5.1]), sendo que longos trechos retos são requeridos para altos valores de β. Quando o diâmetro do orifício requerer mudanças de forma a atender a diferentes condições de fluxo (aumento de range), o comprimento recomendado deverá ser aquele que atenda ao maior fator β. Em casos de novas instalações, o critério de projeto deverá ser o equivalente a fatores β iguais a 0.75. Sempre que possível, valores maiores que os mostrados na Tabela 5.1 são desejáveis. Os itens que compõem a especificação dos trechos retos são: -

Material Rugosidade Diâmetro interno do trechos retos e tolerância Comprimento dos trechos retos

As Tabelas 5.2 e 5.3 (tabelas 2-8a e 2-8b da norma) apresentam os valores recomendados de posicionamento dos condicionadores de fluxo do tipo “1998 Uniform Concentric 19-Tube Bundle Flow Straightener” (ver Figura 5.8) para os casos de trechos retos a montante de 17 Di ≤ UL ≤ 29 Di e para UL ≥ 29 Di. Pode ser notado que há uma sensível redução nos valores para cerca de 513 Di. A norma não recomenda trechos retos a montante menores que 17 Di. Atesta ainda que, para instalações e/ou condicionadores de fluxo não explicitados na norma (através das tabelas 2-7 e 28), os dispositivos deverão ser testados em condições in-situ ou por um laboratório acreditado. Segundo a norma, os condicionadores de fluxo são classificados em duas categorias: retificadores (“straighteners”) ou isoladores de fluxo. Os retificadores são aqueles que removem ou reduzem o efeito de redemoinho, mas têm limitações se o objetivo é replicar as condições de fluxo que foram utilizadas quando da obtenção dos coeficientes de descarga adotados na norma. Já os do tipo isolador de fluxo são os que efetivamente replicam as condições mencionadas. Cap .6 – MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL

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O retificador de fluxo da Figura 5.8 é o recomendado para não se obter erros adicionais (“no additional uncertainty”) e é descrito como composto de um feixe de tubos cilíndricos com diâmetro externo mínimo de 0.95 Di e comprimento ( LTB) de 3D para tubos de 2”; 2.5D para tubos entre 2” e 4”; e 2D para tubos maiores que 4”. A espessura dos tubos do feixe deve ser menor ou igual a 2.5% do diâmetro interno maior ( Di). Os tubos devem ser paralelos, com chanfro de 45o em ambos lados maior que 50% da espessura do tubo, soldados entre eles, montados axialmente no tubo principal, e fixados por meio de flanges ou com pinos de montagem de forma a evitar vibração ou deslocamento do mesmo em direção à placa de orifício.

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

A norma AGA-3 Parte 2 revisada em Abril de 2000, estabeleceu o retificador de fluxo da Figura 5.8 com o único cujos resultados de testes levaram às tabelas de trechos retos recomendados. Outros tipos de condicionadores ou retificadores podem ser empregados desde que sejam submetidos aos testes descritos nos anexos 2-C e 2-D da norma. Os resultados de tais testes, que normalmente serão fornecidos pelos fabricantes de sistemas de medição, deverão prover as distâncias necessárias para os trechos retos a montante da placa de orifício. A Figura 5.9 apresenta um exemplo de um condicionador de fluxo da Daniel.

Figura 5.9 – Condicionador de Fluxo da Daniel ( Profiler)

O poço para o sensor de temperatura deve ser instalado a jusante da placa de orifício na distância de DL recomendada nas tabelas e não mais distante do que 4DL. Caso seja utilizado um condicionador de fluxo, o sensor de temperatura pode ser instalado não menos que 36 polegadas (92 cm) do ponto a montante da entrada do condicionador de fluxo. Cuidado especial deverá ser tomado quanto à possível influência da temperatura ambiente no poço do sensor de temperatura. Em casos onde há extrema diferença entre a temperatura ambiente e a temperatura do fluido, os trechos retos devem ser isolados termicamente. O mesmo é válido para os casos onde os fluidos Cap .6 – MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL

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medidos estiverem perto do ponto crítico, onde pequenas variações na temperatura resultam em grandes variações de densidade. A rugosidade dos tubos dos trechos retos também é um item fundamental quando a incerteza do sistema de medição pode vir a ser questionada, como é o caso dos sistemas de medição do tipo fiscal e de transferência de custódia. A rugosidade da superfície interna do tubo é definida na norma como a média aritmética de quatro ou mais medidas realizadas por um instrumento eletrônico com uma resolução não menor que 0.03 polegadas (0,76 mm). Para trechos retos com diâmetro nominal igual ou menor que 12 polegadas: a) A máxima rugosidade não deverá exceder 300 micropolegadas da rugosidade média, caso o fator β seja igual ou menor que 0.6; b) A máxima rugosidade não deverá exceder 250 micropolegadas da rugosidade média, caso o fator β seja igual ou maior que 0.6; c) A mínima rugosidade não deverá ser menor que 34 micropolegadas para todos valores de β. Para trechos retos com diâmetro nominal maior que 12 polegadas: a) A máxima rugosidade não deverá exceder 600 micropolegadas da rugosidade média, caso o fator β seja igual ou menor que 0.6; b) A máxima rugosidade não deverá exceder 500 micropolegadas da rugosidade média, caso o fator β seja igual ou maior que 0.6; c) A mínima rugosidade não deverá ser menor que 34 micropolegadas para todos valores de β. Em todos casos a rugosidade dos trechos a montante dos trechos recomendados não deverá ser maior que 600 micropolegadas. Para a construção dos trechos retos, a AGA-3 recomenda que tubos comerciais com paredes internas lisas devam ser selecionados. De forma a melhorar a rugosidade interna, as paredes deverão ser usinadas, polidas ou revestidas de forma a atender às especificações acima. Irregularidades tais como ranhuras, sulcos, protuberâncias, ou falhas resultantes de junções, soldas, alinhamento, etc. que possam afetar o diâmetro interno mais do que as tolerâncias apresentadas no item 2.5.1.3 da norma, não deverão ser permitidas. Por exemplo, no trecho reto a montante da placa de orifício, a diferença absoluta entre o diâmetro interno medido ( Dm ) e qualquer medida deste dentro da distância de um diâmetro ( Dm ), não deverá exceder 0.25% do Dm.


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Cotovelo 90 o Simples com R / Di = 1.5 Di) / β ( d

0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.67 0.75 Comprimento recomendado para range máximo de

UL2 5 – 14.5 5 – 14.5 5 – 14.5 5 – 14.5 11.5 – 14.5 12 – 13 13 14 13 β ≤ 0.67

Dois Cotovelos 90 o fora do mesmo plano com S≤2 Di e R / Di = 1.5

Tê 90 o simples utilizado como cotovelo mas não como um elemento diferencial

UL2 5 – 14.5 5 – 14.5 5 – 14.5 5 – 14.5 9.5 – 14.5 13.5 – 14.5 13 – 14.5

UL2 5 – 14.5 5 – 14.5 5 – 14.5 5 – 14.5 11 – 13 (a)

Não Permitido

Não Permitido Não Permitido

Válvulas abertas em 50 % pelo menos

UL2 5 – 11 5 – 11 5 – 11 5 – 11 (b)

Não Permitido Não Permitido Não Permitido

Fluxo em alto redemoinho combinado com tê 90 o simples

UL2 5 – 13 5 – 13 5 – 13 5 – 13 11 – 13 (a)

Não Permitido Não Permitido

Qualquer tipo de conexão de tubo (compreende todas Trecho Reto a Jusante demais categorias) (comprimento)

UL2 5 – 11.5 5 – 11.5 5 – 11.5 5 – 11.5 (c)

Não Permitido Não Permitido Não Permitido

13.5 – 14.5

13

9.5

13

9.5

β ≤ 0.67

β ≤ 0.54

β ≤ 0.47

β ≤ 0.54

β ≤ 0.46

DL 2.8 2.8 3.0 3.2 3.5 3.9 4.2 4.5 4.5

β

Tabela 5.2 – Requisitos de Instalação de Placas de Orifício com Retif icador de Fluxo do Tipo “1998 Uniform Concentric 19-Tube Bundle Flow Straightener” para os Casos de Trechos Retos a Montante de 17 Di ≤ UL ≤ 29 Di (a) 13 Di permitido para valores até β = 0.54 (b) 9.5 Di permitido para valores até β = 0.47 (c) 9.5 Di permitido para valores até β = 0.46 S = Distância entre os cotovelos, medida como definido na Tabela 5.1 (Tabela 2-7 da norma). UL1 = UL – UL2 (ver Figura 5.7 desta apostila ou Figura 2-6 da norma). Nota 1: Os comprimentos mostrados na coluna UL2 são as dimensões mostradas na Figura 5.7 desta apostila (ou Figura 2-6 da norma), expressas como números de diâmetros internos ( Di) entre a face a jusante do retificador de fluxo tipo “1998 Uniform Concentric 19-Tube Bundle Flow Straightener” e a face a montante da placa de orifício. Nota 2: A tolerância para os comprimentos especificados de UL, UL2 e DL é ± 0.25 Di. Nota 3: Não Permitido quer dizer que não é possível definir uma posição aceitável para o retificador de fluxo instalado a jusante de qualquer conexão para todos casos de UL.

Cap. 6 – MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL

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Di) / β ( d

0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.67 0.75 Comprimento recomendado para range máximo de

Cotovelo 90 o Simples com R / Di = 1.5

Dois Cotovelos 90 o fora do mesmo plano com S≤2 Di e R / Di = 1.5

Tê 90 o simples utilizado como cotovelo mas não como um elemento diferencial

Válvulas abertas em 50 % pelo menos

Fluxo em alto redemoinho combinado com tê 90 o simples

UL2 5 – 25 5 – 25 5 – 25 5 – 25 11.5 – 25 12 – 25 13 – 16.5 14 – 16.5 13

UL2 5 – 25 5 – 25 5 – 25 5 – 25 9 – 25 9 – 25 10 – 16 12 – 12.5 12 – 12.5

UL2 5 – 25 5 – 25 5 – 25 5 – 25 9 – 23 11 – 16 11 – 13 12 – 14 12 – 13

UL2 5 – 13 5 – 13 5 – 13 5 – 13 7.5 – 15 10 – 17 10 – 13 11 – 12.5 11 – 12.5

UL2 5 – 23 5 – 23 5 – 23 5 – 23 9 – 19.5 11 – 16 11 – 13 14 13

β ≤ 0.75

β ≤ 0.75

β ≤ 0.75

β ≤ 0.75

β ≤ 0.75

Qualquer tipo de conexão de tubo (compreende todas Trecho Reto a Jusante demais categorias) (comprimento)

UL2 5 – 13 5 – 13 5 – 13 5 – 13 11.5 – 14.5 12 – 16 13

Não Permitido 13

DL 2.8 2.8 3.0 3.2 3.5 3.9 4.2 4.5 4.5

β ≤ 0.67

β

Tabela 5.3 – Requisitos de Instalação de Placas de Orifício com Retif icador de Fluxo do Tipo “1998 Uniform Concentric 19-Tube Bundle Flow Straightener” para os Casos de Trechos Retos a Montante de UL ≥ 29 Di S = Distância entre os cotovelos, medida como definido na Tabela 5.1 (Tabela 2-7 da norma). UL1 = UL – UL2 (ver Figura 5.7 desta apostila ou Figura 2-6 da norma). Nota 1: Os comprimentos mostrados na coluna UL2 são as dimensões mostradas na Figura 5.7 desta apostila (ou Figura 2-6 da norma) e Tabela 5.2 (Tabela 2-8a da norma). Nota 2: A tolerância para os comprimentos especificados de UL, UL2 e DL é ± 0.25 Di. Nota 3: Não Permitido quer dizer que não é possível definir uma posição aceitável para o retificador de fluxo instalado a jusante de qualquer conexão para todos casos de UL.


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EQUAÇÕES PARA O CÁLCULO DAS VAZÕES A versão atual da norma AGA-3 é baseada no cálculo do coeficiente de descarga (Cd), definido como a relação entre a vazão real (com o medidor) e a vazão teórica (sem o medidor). Numericamente, o coeficiente de descarga é função de vários parâmetros, inclusive o número de Reynolds, que é função da vazão. O modelo matemático utilizado para se calcular a vazão volumétrica de gás natural por meio de um sistema de medição por placa de orifício é:

Q o = C d ⋅

π d 2

4

⋅ ε ⋅

1 1 − β

4

⋅

2 ⋅ ∆ p ρ o

[5.3]

onde: Qo : vazão volumétrica de gás nas condições de operação [m³/s] : coeficiente de descarga da placa de orifício C d d : diâmetro do orifício da placa, calculado à temperatura de operação (To) [m] : fator de expansão do gás ε : relação entre os diâmetros do orifício e do tubo de medição (β = d/D) β : diâmetro interno do tubo, calculado à temperatura de operação (T o) [K] D : pressão diferencial medida entre as tomadas de pressão de montante e de jusante [Pa] ∆ p : massa específica do gás nas condições de operação (Po , T o) [kg/m³] ρ o A massa específica (“densidade”) do gás natural nas condições de operação ( ρ o) pode ser calculada por meio da seguinte relação: ρ o =

Po ⋅ MM Z o ⋅ ℜ ⋅ T o

[5.4]

onde: Po : pressão absoluta do gás na condição de operação [Pa] MM : massa molar do gás [kg/kmol] Z o : fator de compressibilidade do gás nas condições de operação : constante universal dos gases (8 314,41 ± 0,26 J/kmol⋅K) ℜ T o : temperatura absoluta do gás na condição de operação [K] A vazão volumétrica de gás nas condições base de pressão e temperatura de referência pode ser determinada por meio da seguinte fórmula:  Po   T b   Z b   ⋅   ⋅   P  b   T o   Z o 

[5.5]

Qb = Qo ⋅ 

onde: Qb Pb T b Z b

: vazão volumétrica de gás nas condições de referência [m³/s] : pressão absoluta do gás na condição de referência de 0,101325 MPa [Pa] : temperatura absoluta do gás na condição de referência de 20ºC [K] : fator de compressibilidade do gás nas condições de referência


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O documento API MPMS 14.2 (AGA-8) define o cálculo da compressibilidade Z em função da pressão e da temperatura do gás nas condições de medição. Este cálculo é iterativo e há dois métodos de cálculo: a) Método simplificado (“gross”): considera apenas como diluentes no gás, o CO2 e N2; tem uso limitado; b) Método detalhado (“detailed”): necessita que a composição do gás seja fornecida completamente em % de moles; tem uma grande abrangência de utilização. O valor do Z b é calculado pelo computador de vazão com base na composição do gás natural configurada para o sistema de medição. A composição do gás natural deveria ser monitorada continuamente no sistema de medição por meio de um cromatógrafo em linha interligado ao computador de vazão. Porém, existem estações que não dispõem de cromatógrafos, sendo que, nesses casos, a composição do gás é atualizada manualmente na configuração do computador de vazão após cada cromatografia. Segundo a AGA-3, o valor de pressão diferencial no orifício é dado em polegadas de água a 60 oF é:

hw = ( P1 − P2 ) ⇒" H 2O @ 60 o F

[5.6]

As equações de vazão mássica e volumétrica são apresentadas no sistema inglês de unidades (polegada-libra / inch-pound ), portanto, para ter sua aplicação no sistema internacional (SI), fatores de conversão deverão ser utilizados. A norma estabelece as equações nas condições de vazão standard ou base. Não há equações para condições reais ( flowing) embora alguns parâmetros sejam definidos dessa forma. A norma define que as condições standard e base são as mesmas, porém podem ser diferentes, a cargo do usuário. A condição standard ou padrão é definida como: Ps T s Z

Pressão Estática Absoluta de 14.73 lbf/in2 abs. Temperatura Absoluta de 519.67 oR (60 oF) Compressibilidade para uma dada densidade relativa G (specific gravity)

A condição base (tal como nos Estados Unidos) é definida como: Ps T s Z

Pressão Estática Absoluta de 14.73 lbf/in2 abs. (101.560 kPa) Temperatura Absoluta de 519.67 oR (60 oF) (15.56 oC) Compressibilidade de 0.999590 que é a do ar ( Z bair = Z sair )

Segundo a ISO ( International Standards Organization), a condição base é definida como: Ps T s

Pressão Estática Absoluta de 14.696 lbf/in2 abs. (101.325 kPa) Temperatura Absoluta de 59 oF (15.00 oC)

Segundo a AGA-3, a equação fundamental de vazão mássica ( qm ) num medidor tipo placa de orifício é dada por:

qm = C d E vY (π / 4)d 2 2 g c ρ t , p ∆P Cap. 6 – MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL

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[5.7]

onde: C d E v Y d gc

Coeficiente de Descarga da Placa de Orifício Fator de Velocidade de Aproximação Fator de Expansão Diâmetro do Orifício Constante Dimensional de Conversão Densidade nas condições de operação

ρ

Segundo a AGA-3, a vazão volumétrica de gás natural, em pés cúbicos por hora nas condições base é dada por:

Qb =

359.072C d ( FT ) E vY 1d 2 ρ t , p1 hw ρ b

onde: C d (FT) E v Y 1 d ρ

[5.8]

Coeficiente de Descarga da Placa de Orifício c/ Flange Taps Fator de Velocidade de Aproximação Fator de Expansão (pressão a montante) Diâmetro do Orifício Densidade

O coeficiente de descarga da placa de orifício do tipo concêntrico com bordo reto e com tomadas do tipo flange-taps Cd (FT) foi determinado experimentalmente (por Reader-Harris e Gallagher) e é função do β, do diâmetro do tubo e do número de Reynolds. O fator de velocidade de aproximação E v é uma expressão matemática que relaciona a velocidade do fluido na seção a montante do orifício com a velocidade no próprio orifício. O fator de expansão Y 1 é função do β, da razão entre a pressão diferencial e a pressão estática na tomada a montante, e o expoente isentrópico k . A equação acima pode ser modificada considerando a densidade relativa real ( Gr ) do gás como se segue:

Qb = 218.573C d ( FT ) E vY 1d 2

T b P f 1 Z b Z bair hw Pb Gr Z f 1T f

[5.9]

Já que na norma as condições standard e base são assumidas como as mesmas mas, dependendo do usuário, poderão ser diferentes, as vazões volumétricas calculadas nas condições standard devem ser convertidas para as condições base através da seguinte relação:

 Ps  T b  Z b      Pb  T s  Z s 

Qb = Qv 

onde os subscritos

v

[5.10]

e s correspondem a standard e


FL. 15

b

a base.

QUALIDADE DA MEDIÇÃO A qualidade da medição está associada com a incerteza total do valor medido e com os erros sistemáticos do sistema. Quanto menor os seus valores, melhor será a qualidade da medição. Essas variáveis estão relacionadas com: o grau de conformidade das instalações com a norma; a qualidade dos instrumentos utilizados para quantificar os valores das variáveis da medição; a qualidade do programa de calibração e manutenção utilizado; a rotina de atualização das variáveis (dg, T f , P f ), caso em que não são obtidas de forma instantânea no cálculo do volume. Devido à própria natureza física das medidas, é impossível fazer uma medição de uma grandeza física sem erros. O que se procura é manter na medição uma incerteza dentro de limites toleráveis e estimar seu valor de forma confiável. A equação que estima a incerteza de um ponto de medição é obtida pelo resultado da derivada parcial da equação de vazão considerando os termos independentes, podendo ser expressa da seguinte forma: E j = δQ/Q = (∑S j2 E j2)0,5 onde: S j = coeficiente de sensibilidade (SCd, SY, SD, Sd, Shw, Sρ) E j = incertezas parciais (ECd, EY, ED, Ed, Ehw, Eρ) A Figura 5.10 A & B apresenta os gráficos do comportamento da incerteza total de medição de gás em função de algumas variáveis, considerando todas as especificações dentro da norma: 4,000

4,000

Dn = 4 pol 3,500

3,500

3,000

3,000

2,500

Dn = 10 pol

2,500

) % ( 2,000 t E

) % ( 2,000 t E

1,500

1,500

1,000

1,000

0,500

0,500

0,000

0,000 0 1 , 0

0 2 , 0

0 3 , 0

0 4 , 0

0 5 , 0

0 6 , 0

0 7 , 0

5 7 , 0

beta hw = 5 a 15 pol ca [12,4 a 37,2 Pa] hw = 20 a 25 pol ca [49,6 a 62 Pa] hw = 30 a 200 pol ca [74,4 a 496 Pa]

0 1 , 0

0 2 , 0

0 3 , 0

0 4 , 0

0 5 , 0

0 6 , 0

0 7 , 0

5 7 , 0

beta

Figura 5.10 A & B – Comportamento da Incerteza Total em Função de Variáveis

É importante se ter em mente que, para uma medição sem erro sistemático, a média das leituras de uma grandeza física, tipo vazão, num intervalo de tempo em que a mesma é constante, tende a ser o valor verdadeiro. Quanto menor o intervalo de tempo de leitura do instrumento, quanto menor a incerteza do instrumento e quanto maior o tempo em que a grandeza se mantém constante, maior Cap. 6 – MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL

FL. 16

será o grau de aproximação da média dos valores lidos com o valor verdadeiro. A Tabela 5.4 A & B mostra dois exemplos de medições onde é possível se observar as diferenças destas com os padrões de referência. Exemplo 1 Medidor Incerteza Pontos lidos A 10% 100 A 10% 100 A 10% 100 A 10% 100 B 1% 100 B 1% 100 B 1% 100 B 1% 100

Média Valor Padrão Diferença 502,142 500 0,43% 497,245 500 -0,55% 502,550 500 0,51% 496,627 500 -0,67% 499,766 500 -0,05% 499,963 500 -0,01% 500,359 500 0,07% 500,409 500 0,08%

Exemplo 2 Medidor Incerteza Pontos lidos A 10% 10 A 10% 10 A 10% 10 A 10% 10 B 1% 10 B 1% 10 B 1% 10 B 1% 10

Média Valor Padrão Diferença 513,145 500 2,63% 497,712 500 -0,46% 509,831 500 1,97% 494,785 500 -1,04% 500,998 500 0,20% 501,058 500 0,21% 498,880 500 -0,22% 498,575 500 -0,28%

Tabela 5.4 A & B – Exemplos de Comparação de Medições

Os Exemplos 1 e 2 mostram o que foi dito anteriormente, pois comparando cada um em particular, observa-se que, quanto menor a incerteza, menor o afastamento da média com o valor padrão. Comparando os dois exemplos, observa-se que, quanto maior o número de pontos lidos, menor o afastamento da média com o valor padrão. O afastamento da média dos valores medidos com o valor padrão, mostrado nestes exemplos, na prática traduz uma diferença de medição entre medidores. Isso gera aleatoriamente uma tendência na diferença acumulada nos valores medidos, como mostrado no gráfico da Figura 5.11, com os medidores em série. Diferença de medição acumulada

60% 40% 20% 0% 1

8

5 1

2 2

9 2

6 3

3 4

0 5

7 5

4 6

1 7

8 7

5 8

2 9

9 9

-20% -40% -60% (B & A )

(A & Real)

(B & Real)

Figura 5.11 – Diferença de Medição Acumulada entre Dois Medidores A = medidor de entrada; B = medidor de saída; Real = medidor padrão


FL. 17

PROGRAMAS UTILITÁRIOS Para dimensionar um sistema de medição novo ou avaliar a situação de um já existente, é necessário utilizar programas de computador específicos. Neste curso foram desenvolvidos dois programas para essas finalidades (autores: Edvaldo A. Carrascosa e Josaphat D. da Mata): Programa MEDGÁS – Este programa foi desenvolvido em planilha Excel com o objetivo de permitir realizar cálculos de vazão, gerar tabelas instantâneas de vazão e de planímetro, e dimensionar a placa de orifício pelo critério de incerteza mínima; este programa é muito útil em aplicações operacionais e em projetos; Programa INCERTGÁS – Este programa foi desenvolvido em planilha Excel com o objetivo de calcular a incerteza total numa instalação de medição com placa de orifício; também faz o diagnóstico completo da instalação, identificando os pontos fora da norma; este programa é muito útil em aplicações operacionais e em projetos.

OUTROS TIPOS DE MEDIDORES DE GÁS MEDIDOR DO TIPO TURBINA Os medidores do tipo turbina para gás possuem características similares aos dos medidores para líquidos, embora alguns materiais possam variar (alguns medidores de gás possuem pás em plástico) e o seu projeto é específico para uso com gás. Alguns modelos dispõem de dois rotores (com ângulos de pás diferentes) de forma a aumentar a rangeabilidade e dispor de verificação em linha (check meter ) (ver Figura 6.11).

Figura 6.11 – Exemplos de medidores do tipo turbina para gás

As normas AGA-7 e ISO 9951 prevêem o uso de trechos retos a montante e a jusante dos medidores. Há limitações de sobrevelocidade, impurezas, rangeabilidade em torno de 10:1, entre outras.


FL. 18

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

Os medidores operam com saída em pulsos, daí a vazão “bruta” Qf é obtida pela fórmula básica para medidores deste tipo [(número de pulsos gerados pelo medidor/fator K) x Fator do Medidor], seguindo-se da fórmula abaixo:  T b   P f   Z b  . .      T f   Pb   Z f 

Qb = Q f .

onde: Q f T b T f P f Pb Z b Z f

Vazão nas condições de escoamento sem correções Temperatura nas condições de referência Temperatura nas condições de escoamento Pressão nas condições escoamento Pressão nas condições de referência Compressibilidade nas condições de referência Compressibilidade nas condições de escoamento


FL. 19

[6.11]

A compressibilidade é determinada pelo mesmo método utilizado nos sistemas de placa de orifício, ou seja, pela AGA-8 ( AGA Report No. 8 – Compressibility Factor of Natural Gas and Related Hydrocarbon Gases). As seguintes normas tratam do assunto: AGA – Report n.º. 7 – Measurement of Natural Gas by Turbine Meters ISO 9951 Measurement of gas flow in closed conduits - Turbine meters BS 4161 Gas meters. Specification for rotary displacement and turbine meters for gas pressures up to 100 bar BSI BS EN 12261 Gas meters – Turbine gas meters

MEDIDOR DO TIPO ULTRA-SÔNICO Os medidores do tipo ultra-sônico para gás possuem características similares aos dos medidores para líquidos, com diferenças na potência emitida pelos transdutores, necessidade de pressão mínima de operação (em torno de 5 bar) para alguns modelos e o seu projeto é específico para uso com gás.

Figura 6.13 – Exemplos de medidores do tipo ultra-sônico

As seguintes normas tratam do assunto: AGA Report No. 9, Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters ISO-17089 Measurement of fluid flow in closed conduits - Ultrasonic meters for gas -- Part 1: Meters for custody transfer and allocation measurement; Part 2: Meters for industrial applications AGA Report No. 10, Speed of Sound in Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases

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


FL. 20

Figura 6.14 –Arranjos de instalações recomendadas pela AGA-9

A ISO-17089 Parte 1 não se aplica nominalmente aos medidores do tipo “clamp-on”, aplicações domésticas e de processo (tais aplicações são trabalhadas na Parte 2). Recomenda o uso intensivo dos recursos de diagnóstico disponíveis neste tipo de medidor (velocidade do som em cada feixe, vazão em cada feixe, níveis de ruído, etc.). A abrangência é para todo tipo de gás. A AGA-9 é aplicada a medidores do tipo multi-feixes (pelo menos dois feixes) e unicamente para gás natural. Quanto ao aspecto de incerteza de medição, segundo a norma ISO: Tabela 6.5 – Incerteza de medição de vazão de gases (ISO)

As equações de cálculo são as mesmas da AGA-7 (medidores do tipo turbina). As Tabelas 6.6 e 6.7 apresentam os requisitos de desempenho para os medidores ultra-sônicos de gás segundo as normas AGA-9 e ISO-17089. A Tabela 6.8 apresenta as características dos medidores ultra-sônicos aprovadas pelo INMETRO. Válvulas reguladoras produzem ruídos audíveis e na faixa do ultra-som. Como os medidores ultrasônicos operam na faixa de 100 a 200 kHz, pode haver uma faixa de superposição de freqüências e o medidor interpretar errado o tempo de trânsito, provocando um aumento da incerteza de medição, ou mesmo provocando sua falha. Assim, em termos de ruído, é recomendado que:


FL. 21

Os medidores ultra-sônicos devem ser colocados antes da válvula de controle e de qualquer outro equipamento de processo; • A imunidade dos medidores ultra-sônicos pode ser melhorada por: o Aumentando a freqüência do transdutor do medidor; o Aumentando a potência do transdutor do medidor; o Usando técnica de processamento do sinal para sua detecção, como média, correlação, codificação; T cegos e curvas fora de plano são os mais efetivos componentes de tubulação para • atenuação do ruído; • Trechos retos não são bons para atenuação do ruído. • Abaixando o diferencial de pressão através da válvula contribui para reduzir o ruído gerado em todas as freqüências. •

Tabela 6.6 – Requisitos de desempenho para medidores com diâmetro menor do que 12”

GRANDEZA Repetitividade Reprodutibilidade Resolução Taxa de Amostragem Leitura com Zero Flow Desvio SOS Máximo SOS spread Máximo Erro Permitido Máximo Erro Pico/Pico Velocidade para Qt

Unidade % % m/s s m/s % m/s % % m/s

AGA 9 Q
Q>Qt 0,2

0,001 ≤ 1 0,006 0,2 0,5 1,4 1,4

0,001 ≤ 1 0,006 0,2 0,5 1,0 1,0

ISO 17089 CLASSE 1 CLASSE 2 QQt QQt 0,4 0,2 0,5 0,25 0,6 0,3 1,2 0,6 0,001 0,001 0,002 0,002 0,012 0,1

0,012 0,1

0,024 0,1

0,024 0,1

1,4 <1 3

1,0 <1 3

2,0 < 1,4 3

1,5 < 1,4 3

OBS: SOS – Velocidade do som SOS spread – espalhamento entre trajetórias da velocidade do som ZERO FLOW – Escoamento parado

Tabela 6.7 – Requisitos de desempenho para medidores com diâmetro maior do que 12”

GRANDEZA Repetitividade Reprodutibilidade Resolução Taxa de Amostragem Leitura com Zero Flow Desvio SOS Máximo SOS spread Máximo Erro Permitido Máximo Erro Pico/Pico Velocidade para Qt

Unidade % % m/s s m/s % m/s % % m/s

AGA 9 Q
Q>Qt 0,2

0,001 ≤ 1 0,006 0,2 0,5 1,4 1,4

0,001 ≤ 1 0,006 0,2 0,5 0,7 0,7

ISO 17089 CLASSE 1 CLASSE 2 QQt QQt 0,4 0,2 0,5 0,25 0,6 0,3 1,2 0,6 0,001 0,001 0,002 0,002 0,006 0,1

0,006 0,1

0,012 0,1

0,012 0,1

1,4

0,7 < 0,7 1,5

2,0

1,0 <1 1,5

1,5

1,5

OBS: SOS – Velocidade do som SOS spread – espalhamento entre trajetórias da velocidade do som ZERO FLOW – Escoamento parado


FL. 22

Tabela 6.8 – Características dos medidores ultra-sônicos aprovadas pelo INMETRO Sick Maihak Daniel Portaria Data Modelo Trajetórias Temp. Min. Temp. Max. Pressão Max. Erro máximo Erro máximo Erro máximo Erro máximo Periodicidade Trecho reto Trecho reto Trecho reto Trecho reto Trecho reto Velocidade Max

Verificação Inicial Verificação Inicial Serviço Serviço Verificação s / Placa Perfurada s / Placa Perfurada c / Placa Perfurada c / Placa Perfurada Temperatura

Q min< Q < Q t Q t < Q < Q max Qmin< Q < Q t Qt < Q < Q max Montante Jusante Montante Jusante jusante

095 23/06/2005 Flowsic 600 4 -30°C 250°C 45 MPa +2% +1% +3% + 1,5 % 1 ano 10 D 3D 5D 3D 1,5 D

233 20/12/2005 3400 4 -20°C 100°C 30 MPa ±2% ±1% ±2% ± 1,2 % 1 ano 20 D 5D 10 D 5D 2D

GE Sensing 278 27/12/2006 Sentinel 2 -30°C 80°C 15 MPa +2% +1% +2% +1% 1 ano 10 D 5D 3D 36 m/s

MEDIDOR DO TIPO CORIOLIS Os medidores do tipo Coriolis para gás possuem características similares aos dos medidores para líquidos, com diferenças no desenho e nos materiais aplicados e o seu projeto é específico para uso com gás. As seguintes normas tratam do assunto: API MPMS Chapter 14.9 (AGA Report No. 11) – Measurement of Natural Gas by Coriolis Meter ISO 10790 – Measurement of fluid flow in closed conduits -- Guidance to the selection, installation and use of Coriolis meters (mass flow, density and volume flow measurements)

MEDIDOR DO TIPO TERMAL Os medidores do tipo termal (Thermal flowmeters) usam as propriedades termais do fluido para medir a vazão de um fluido escoando num duto. Normalmente é dotado de um sensor de temperatura do tipo resistência elétrica e de uma sonda térmica do tipo bulbo aquecido e controlado. Com o fluido escoando, parte do calor emitido pela sonda térmica é dissipado pelo próprio fluido de modo proporcional à sua vazão. O sensor de temperatura mede a perda de calor no sistema.


FL. 23

Figura 6.15 – Medidor de vazão do tipo termal

MEDIDOR DO TIPO DESLOCAMENTO POSITIVO Os medidores do tipo deslocamento positivo (PD meters) para gás possuem características similares aos dos medidores para líquidos, com diferenças no desenho e nos materiais aplicados e o seu projeto é específico para uso com gás. Alguns modelos requerem lubrificação especial. São mais adequados a baixas e médias vazões. Podem ser do tipo diafragma (Diaphragm/bellows meters)ou do tipo rotativo (rotary meters). Os medidores do tipo rotativo possuem um ou mais rotores que são usados para aprisionar o fluido. Com a rotação dos rotores, uma quantidade determinada do fluido é medida. A vazão é proporcional à velocidade rotacional dos rotores. A norma BS EN 12480 Gas meters. Rotary displacement gas meters trata do assunto.

Figura 6.15 – Medidor do tipo deslocamento positivo para gás


FL. 24

MEDIDOR DO TIPO DIAFRAGMA (Diaphragm/bellows meters) São medidores de gás muito encontrados em instalações residenciais e em instalações industrias com baixas vazões. Fazendo parte da família dos medidores do tipo deslocamento positivo, seu princípio de funcionamento consiste em um sistema de canais comunicantes entre quatro câmaras volumétricas que, enquanto se enchem, movimentam os diafragmas que coordenam a carga e descarga do gás. Uma placa de distribuição aciona a válvula rotativa que movimenta o sistema de integração. Normalmente dispõem de totalizadores do tipo ciclométrico, fabricados em termoplástico, protegidos por tampa de policarbonato com transparência e resistência ao impacto, providos de marcação para leitura ótica. Há ainda mecanismos magnéticos, permitindo a geração de pulsos externos. As seguintes normas tratam do assunto: NBR 12727 – medidor de gás tipo diafragma para instalações residenciais – padronização NBR 13127 – medidor de gás tipo diafragma para instalações residenciais NBR 13128 – medidor de gás tipo diafragma para instalações residenciais – determinação das características Portaria INMETRO 31/97 (Regulamento Técnico Metrológico sobre medidores de volume de gás tipo diafragma) ANSI B109.1 (2000) Diaphragm-Type Gas Displacement Meters BS 4161 Gas meters. Specification for rotary displacement and turbine meters for gas pressures up to 100 bar BS EM 1359 Gas meters. Diaphragm gas meters

Figura 6.16 – Medidor do tipo diafragma para gás


FL. 25

CALIBRAÇÃO DE MEDIDORES DE GÁS Segundo o Regulamento da ANP-INMETRO, os medidores de gás devem ser calibrados segundo os critérios da norma NBR ISO 10012-1, com intervalo inicial entre calibrações sucessivas não superior a 60 dias para medidores fiscais e não superior a 90 dias para outros medidores. Nas medições com placas de orifício, devem ser calibrados os instrumentos de pressão diferencial, pressão e temperatura de fluxo, devendo a exatidão das medições de pressão diferencial, pressão e temperatura estar dentro dos limites para se obter uma incerteza, no resultado da medição, inferior à especificada no Regulamento. Se as exatidões de medição estiverem fora dos limites, os instrumentos devem ser regulados ou ajustados. Cada placa de orifício deve ser inspecionada pelo menos anualmente para verificação das tolerâncias normativas. Já os trechos retos de medição devem ser inspecionados a cada três anos para verificação inclusive da sua rugosidade. Os medidores de gás do tipo turbina e medidores do tipo ultra-sônico devem ser calibrados com uma vazão igual à vazão usual de operação, com uma variação de ±10% no máximo. Devem ser calibrados os instrumentos de pressão e temperatura utilizados para compensação de pressão e temperatura, devendo a exatidão das medições estar dentro dos limites para se obter uma incerteza, no resultado da medição, menor que a especificada no Regulamento. Na calibração dos medidores do tipo turbina e ultra-sônico, devem ser avaliadas quais alternativas: calibração em laboratório (com vazão), calibração de campo (medidor padrão fixo ou móvel). O uso do arranjo com medidor padrão (master meter ) é aceito de forma geral na indústria. Na Figura 2.4 é apresentado um histórico real de uma comparação deste tipo de arranjo ao longo de 4 anos para um medidor do tipo ultra-sônico onde se nota que as diferenças de medição estão em ± 0,2% na maioria dos casos. O medidor padrão pode ser um medidor similar ao de operação ou ainda um dispositivo baseado em bocal sônico (ver Figura 6.17).

Figura 6.17 – Histórico Real de uma Comparação com Arranjo com Medidor Padrão ao Longo de 4 Anos OBS: K – limites de tolerância conforme ISO-17089

Os medidores do tipo ultra-sônico podem ser verificados periodicamente (entre calibrações com vazão) por meio do procedimento de medição do tempo de trânsito (previsto nas normas), também chamado de “Zero-Flow Verification Test” (ou “Dry Calibration” ou ainda calibração intrínseca) onde o medidor é isolado por flanges cegos, o ar interior é purgado e o mesmo é pressurizado com um gás de referência puro – as características deste gás de referência devem ser bem conhecidas e Cap. 6 – MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL

FL. 26

documentadas. Neste procedimento, as velocidades do som (SOS) para cada caminho acústico (ou feixe/canal) deve ser registrada por pelo menos 30 segundos e depois calculada sua média e desvio padrão. Comparações deste valores são feitas em relação aos previstos na AGA-10 Speed of Sound in Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases. Ajustes no medidor podem então ser executados de forma a manter a conformidade do desempenho às especificações normativas e do fabricante.

Figura 6.18 – Arranjo de calibração com medidor padrão do tipo bocal sônico

BIBLIOGRAFIA – Cap. 5 1. Pursley, W.C., “Three Day Course on Flow Measurement”, NEL, UK 2. Delmée, G.J., “Manual de Medição de Vazão”, Ed. Edgard Blücher, Brasil 3. IPT, ISA, 2o Simpósio Brasileiro de Medição de Vazão, São Paulo, 1995 4. IPT, ISA, IMEKO, “Flomeko 2000”, The 10 th International Conference on Flow Measurement, Salvador, 2000 5. CARRASCOSA, E.A., MATA, J.D., “Medição de gás com placa de orifício”. 2ª ed. Macaé. 2001 6. RIBEIRO, M.A., “Medição de Vazão – Princípios e Aplicações”, 5ª ed., Treinamento & Consultoria Ltda., 1997 7. MARTINS, N., “Manual de Medição de Vazão”, Ed. Interciência, 1998 8. BOCHNER, R., “Estudo Comparativo das Principais Técnicas Aplicadas ao Controle Estatístico de Processo”, UFRJ/COPPE, 1990 9. MATA, J.D., “Determinação da Incerteza de Medição”, PETROBRAS RPBA, Salvador, 1994 10. MILLER, R.W., “Flow Measurement Engineering Handbook”, 2ª ed. New York: McGraw-Hill, 1989 11. NORMAN, R., JEPSON, P., “Calculation Defines Uncertainty of Unaccounted-for Gas”, Oil & Gas Journal, Houston, TX. P. 47-54, Apr. 1987 12. Normas técnicas e catálogos de fabricantes citados


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ANEXO:

MEDIÇÃO DE GÁS DE TOCHA (FLARE) Pelo Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural da ANP/INMETRO, a medição de vazão de gás de tocha ( flare ) se enquadra na categoria dos “demais tipos” pois tem o propósito de controle operacional da produção (terceira categoria além da medição fiscal e da de apropriação), devendo apresentar incertezas de medição inferiores a ± 3 %. Embora o Regulamento de Medição recomende a medição e o registro dos volumes de gás ventilado ou queimado em tochas, é aceitável a sua estimativa por balanço ou mesmo outros procedimentos, desde que previamente autorizados pela ANP. As características dessa aplicação são, entre outras: • • • • • •

amplos ranges de vazão (turndown) e velocidades requeridos variações bruscas na pressão do escoamento grandes diâmetros utilizados necessidade de baixa manutenção necessidade de baixa intrusividade ao processo existência de variações na composição do gás devido à presença eventual de líquido (condensado ou gotículas de óleo)

Em nível internacional, por exemplo, a operadora de petróleo Statoil (Noruega), estabelece os seguintes critérios para medição de gás de tocha: Parâmetro mais importante: volume nas condições standard (Sm3) Incerteza de medição: ± 5 % do valor instantâneo Temperatura e pressão são variáveis críticas, dado que o elemento primário de vazão é um medidor de velocidade • Requisitos de operação e manutenção são estabelecidos de forma a garantir razoável confiança nos valores medidos • As correntes de gás no queimador possuem nitrogênio e vapor d’água, daí houve um trabalho de convencer as autoridades de que não era justo pagar por estas substâncias, quando então foi criado o termo “Net flare quantities” ou “Gás queimado líquido”. • • •

Normalmente, as vazões nos sistemas de queima de gás são medidas na região de baixas velocidades (modo normal de operação) e a totalização em base diária é suficiente. No entanto, alguns sistemas sofrem se há uma situação de emergência ou shutdown, onde ocorrem vazões muito altas (velocidades de até 70-90 m/s). Como exemplo, a Tabela 5.14 apresenta as condições operacionais do sistema de flare de P-31, onde se nota que os valores máximos de velocidade podem ser considerados altos para instrumentos convencionais.

Flare de baixa Flare de alta

Diâmetro (inch) 12 34

Pressão (psi) 0,5 – 3 1,6 – 10

Vazão (m3/d) 0 – 315.000 0 – 3.300.000

Velocidade (m/s) 49 64

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


FL. 28

SITUAÇÃO ATUAL DAS TECNOLOGIAS DE MEDIÇÃO DE GÁS DE TOCHA Segundo as tecnologias disponíveis comercialmente do mercado internacional, e a literatura técnica disponível, principalmente do NEL ( National Engineering Laboratory, Escócia, Reino Unido, empresa que tem atuado como consultor de operadoras de petróleo na área de medição de fluidos), tem-se disponível quatro possibilidades de medição, além da medição por diferença. Essas tecnologias são de aplicação restrita, devido ao alto range requerido para as vazões (e velocidades) nos sistemas de flare e são apresentadas conforme se segue: •

Mássico tipo termal (Thermal mass meter)

Esse tipo de medidor se baseia em dois sensores de temperatura (tipo RTD, por exemplo) que são imersos no fluido e separados por uma distância mínima, sendo que o primeiro opera constantemente aquecido e o outro atua como detetor de temperatura do fluido (ver Figura 5.12). A diferença de temperatura entre os dois sensores é correlacionada à vazão de processo.

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

Segundo dados do fabricante FCI, os valores de velocidade aceitáveis estão limitados a 25 m/s e a rangeabilidade até 100:1. A incerteza na vazão seria de ± 1% do valor instantâneo e ± 0,5% do fundo de escala, segundo o catálogo. Como vantagens apresenta a simplicidade de operação e instalação, além de baixa perda de carga e ausência de partes móveis. Como desvantagens apresenta relativa baixa rangeabilidade (ao atingir a velocidade máxima permitida, o sistema de sensores satura), média intrusividade, possibilidade de depósito ou aderência de óleo nos sensores e sensibilidade a variações na composição do gás. •

Anubar ( Annubar)

É um tipo de medidor baseado em pressão diferencial, da mesma forma que a placa de orifício (ver Figura 5.13). São mais adequados para altas vazões e apresentam rangeabilidade de 3:1 até no máximo 10:1 dependendo dos valores de incerteza na medição de vazão tolerados. Para se ter uma maior rangeabilidade, é necessária a instalação de vários medidores para cobrir uma maior faixa de vazão.


FL. 29

Como vantagens apresenta a simplicidade de operação e instalação, além de baixa perda de carga e ausência de partes móveis. Como desvantagens apresenta baixa rangeabilidade, média intrusividade, possibilidade de depósito ou aderência de óleo nas tomadas de pressão imersas no processo e sensibilidade a variações na composição do gás.

Figura 5.13 – Exemplo de Medidor do Tipo Anubar

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Ultra-sônico do tipo tempo de trânsito ( Ultrasonic time-of-flight meter)

O medidor ultra-sônico do tipo tempo de trânsito se baseia na medição dos períodos de tempo que os sinais de ultra-som trafegam entre sensores opostos dentro da tubulação nos dois sentidos de direção. As diferenças dos tempos medidos (a favor do fluxo e contra o fluxo) são correlacionadas com os valores de vazão do gás. Há modelos que dispõem de um ou mais feixes (beams) instalados em diferentes pontos e planos da seção do tubo de forma a melhorar a representatividade da medição e conseqüente incerteza total (ver Figura 5.14). A rangeabilidade dos medidores ultra-sônicos pode chegar a 2000:1. O fabricante ROXAR / FLUENTA utiliza dois tipos de sinais no mesmo instrumento: onda contínua (continuous wave) e pacote de freqüências (chirp) de forma que em baixas velocidades do gás os dois sistemas são combinados e em altas velocidades somente o sistema chirp é utilizado. As incertezas são de até ± 5% do valor instantâneo no range de 25 a 100 m/s e de ± 2,5% do valor instantâneo no range 0,3 a 25 m/s. Como vantagens apresenta a simplicidade de operação e instalação, além de nenhuma perda de carga, ausência de partes móveis, nenhuma intrusividade, alta rangeabilidade e possibilidade de retirada dos sensores sem parar o processo. Como desvantagens apresenta possibilidade de depósito ou aderência de óleo ou mesmo acúmulo de líquido nas tomadas dos sensores e relativa sensibilidade a variações na composição do gás ou a altos teores de líquido no mesmo.


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Figura 5.14 – Exemplos de Medidor do Tipo Ultra-sônico

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Turbina tipo inserção

Como é um medidor do tipo inserção, a turbina empregada neste tipo de aplicação é de dimensões bem reduzidas (ver Figura 5.15). Como regra geral para esse tipo de medidor, os fluidos devem ser limpos, a menos que sejam utilizados mancais do tipo selado. Incertezas típicas para esse tipo de medidor se apresentam na faixa de ± 2% ou piores. Os níveis de velocidade aceitáveis se situam na faixa de até 30 m/s. Como vantagens apresenta a relativa simplicidade de operação e instalação, além de baixa perda de carga. Como desvantagens, apresenta baixa rangeabilidade, presença de partes móveis, média intrusividade, possibilidade de depósito ou aderência de óleo nas partes e relativa sensibilidade a variações na composição do gás ou a altos teores de líquido no mesmo.


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Figura 5.15 A & B – Exemplos de Medidores do Tipo Turbina de Inserção

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Outros tipos de medidores são limitados, seja devido aos requisitos de amplos ranges de operação (Coriolis, por exemplo) e perdas de carga mínimas, ou pelas limitações físicas devido aos grandes diâmetros envolvidos (deslocamento positivo, por exemplo).

ASPECTOS OPERACIONAIS RELATADOS (MEDIÇÃO DE GÁS DE TOCHA) De modo geral há uma perda temporária de sensibilidade (perda de medição) do instrumento nos casos de fluxos que apresentem eventual alto teor de líquidos [1]. A operadora Amerada Hess trabalha com expectativas de incertezas em torno de ± 10% do valor instantâneo para os medidores do tipo ultra-sônico e relata que o do fabricante Panametrics não tolera velocidades maiores que 40-50 m/s [2]. Este fabricante por sua vez sugere que o problema seja devido ao ruído induzido pelo próprio fluido (“flow induced acoustical noise ”) [1]. A operadora Statoil AS tem experiência com o medidor do tipo ultra-sônico do fabricante ROXAR (ex-Fluenta) que apresentou boas incertezas mesmo em vazões muito baixas e relata ocorrências de acúmulo de líquido e mesmo parafina (wax) entre a tomada no tubo (weldolet ) e o próprio transdutor, fato que foi resolvido pela instalação de recursos de dreno [3]. Estima que se a quantidade de líquido for inferior a 5% ao ano não deverá haver problemas. Também recomenda a importância de utilizar pressão absoluta (bara) nas medições, além de maior rigor na instalação dos conectores óticos. Relata ainda alguns casos de perda de sinal em velocidades muito altas, devido talvez ao desvio do pulso pelo próprio fluxo de gás o que leva o transdutor receptor a não ler o pulso. De modo geral, independente do fabricante, é muito importante monitorar a qualidade dos transdutores, dado que os materiais neles presentes podem ter suas propriedades alteradas em função do envelhecimento. O instituto de pesquisa Force Institute possui uma tecnologia em desenvolvimento baseada em raios gama que pode apresentar ainda aspectos pouco competitivos e pouco atrativos devido à utilização de fontes radioativas. Relata que é obviamente difícil estabelecer um esquema de medição com ótimas incertezas no cenário de aplicação de gás de flare e recomenda o método de tempo de trânsito [4]. Cap. 6 – MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL

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De modo geral, os medidores do tipo ultra-sônico são os mais adequados para essa aplicação, mesmo com os problemas de eventual alto teor de líquido. As operadoras não consideram recomendáveis os medidores baseados em pressão diferencial. No caso dos medidores do tipo ultra-sônico, um teste de verificação de fluxo zero deve ser realizado uma vez por ano. Há a recomendação de se dispor de uma “caixa” onde os transdutores são montados e a distância entre eles é a mesma da instalação do processo. O fator de compressibilidade do gás é de pouca importância, uma vez que os níveis de pressão são baixos.

DIRETRIZES PARA A MEDIÇÃO DE GÁS DE TOCHA Os medidores do tipo ultra-sônico são os mais adequados para a aplicação de gás de flare, devido principalmente à sua alta rangeabilidade; • Os medidores deverão ser aptos a trabalhar tanto em pressão atmosférica como em médias pressões (os medidores mais comuns precisam de 5 a 10 bar para operar satisfatoriamente); Os fabricantes deverão possuir produto específico para esse tipo de aplicação; • O teor de líquido no gás deve ser estimado em percentual ao ano, sendo 5% ao ano • considerado como aceitável; • Os transdutores devem ser montados na posição horizontal (no caso dos medidores monofeixe); caso não seja possível, devem ser instalados recursos de drenagem nas tomadas dos mesmos; • Um teste de verificação de fluxo zero deve ser realizado uma vez por ano; é recomendado se dispor de uma “caixa” onde os transdutores possam ser montados para verificação de fluxo zero e onde a distância entre eles seja a mesma da instalação do processo; Os sensores de pressão e temperatura devem ser calibrados duas vezes por ano, utilizando• se pressão absoluta no esquema de medição; • Os demais tipos de medidores (turbina de inserção, termal, anubar, pressão diferencial, etc.) deverão ser evitados devido às suas limitações mecânicas e de velocidade. •

CALIBRAÇÃO DE MEDIDORES DE GÁS DE TOCHA Um dos maiores problemas na medição de gás de tocha ( flare ) é o processo de calibração e verificação do sistema de medição, independente do tipo de medidor. A primeira decisão deverá ser tomada entre: calibração de laboratório, calibração no próprio local de operação (in-situ) ou calibração intrínseca. Na calibração intrínseca, a incerteza da medição do tempo de trânsito pode ser verificada ao se comparar a velocidade do som medida e a calculada para um gás conhecido, normalmente em condições estáticas. Entretanto, interpretações adicionais serão necessárias, pois a incerteza na medição da velocidade do som não é a mesma incerteza da medição da velocidade do gás. A diferença do tempo de trânsito utilizada na medição de velocidade do gás é um intervalo muito menor que deve ser determinado com ótima incerteza, em comparação com as medidas do tempo de trânsito utilizadas na determinação da velocidade do som. Na calibração em laboratório, embora são esperadas ótimas incertezas de medição, poderá haver problemas de reproduzir as condições operacionais, em vista dos grandes diâmetros dos tubos, arranjo da tubulação a montante do medidor, etc. Entretanto, mesmo utilizando um range limitado de vazão, é possível estabelecer um fator de calibração do medidor. Cap. 6 – MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL

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Mediçao de Gas Natural

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