Presentacion Medicion de Gas Seminario de Expertos
Transcript of Presentacion Medicion de Gas Seminario de Expertos
Sistema de Medición de Flujo Basado
en el PLC Quantum de Schneider Electric.
•Estandares de Medición
•Tipos de Medidores soportados
•Arquitectura del Computador de Flujo
•Características y Capacidades
•Testimonio de Cliente
•Aplicaciones de Control de Flujo
Tabla de Contenidos
•Detección de fugas en poliductos
Aplicaciones de Computador de Flujo
•Transferencia de Custodía
•Control de Procesos en Estaciones de Flujo
Custody Transfer Application
Conoco Canada - Empress
Gas/Liquids Plant
BP Canada - Empress Gas Processing Plant
M
M
Transferencia de of Natural de Gas Natural
Reference @ 60 °F / 15 °C- 1 atm pressure
Caja Registradora!!
M
COLLECTION METER
M
M
M
M X 4 = M
+/- 5% per 5 Minutes
+/- 2% per seven days
+/- 1% per month
Balance de Masas
MPRODUCTION METERS
60°F
4900 bls
86°F
5000 bls
32°F
4820 bls
100 bls/day $25/bl $2,500/Día
$912,500/Year
Impacto Financiero de la Temperatura
I/O SCAN up to 16 AGA3 (Gas) Meters under 1 second (API 21.1 requirement)
High Priority
Process I/O
Scan
M
FCV
PIDFR
FR Set Point
Low Priority
Calculation
Scan
PT TT DT
METER
Esquema de Bloques de Control de Flujo
Estandard de Medición AGA-3
•AGA-3 mide gases y líquidos
•Comúnmente usado en medición de gas natural
DP
M
•Cálculos son independientes del tipo de fluido.
•Basado en medidores de presión diferencial
Estandard de Medición AGA-7
•Aplicada exclusivamente en la medición de gases
FT
M
•Aplicados en medidores basados en la producción de pulsos.
Estandard AGA-8
•Usado conjuntamente con AGA-3 or AGA-7.
•Usado para cálcular el factor de compresibilidad en gases.
•Aplica exclusivamente en flujo de gas.
GAS
Ejemplos de Hidrocarburosmedidos
•Condensados de petroleo
•Propano y Butano
•Petroleo Liviano y pesado
•Productos Refinados: Gasolina & Diesel
Estandares implementados
en AFC ProSoft
•AGA-7
•AGA-3 Report 1992
•AGA-8 1992
•API-MPMS API 2540 Metering of NGLs & Crude Oils
• API 2540 Standard: Hydrocarbon Liquid Flow Calculation
– 500kg/m3 to 1075kg/m3
– API tables 23/53 (Density Correction) & 24/54 (Control Computation)
• Chapter 11.1
– Flow Rate Equation
– Density Correction to Reference Temperature
– Correction of Volume to Reference Temperature & Thermal Expansion
• Chapter 11.2
– Compressibility Factors for Hydrocarbons
• Chapter 12.2
– Turbine or Displacement Meters
• Chapter 21.1
– Flow Measurement using Electronic Metering Systems
– Custody Transfer
PLACA ORIFICIO
Medición de Gases
PRES
TEMP
ANALISIS
GC connectivity (Gas Chromatograph) by means of serial port in front of module ( ModBus RTU)
GC
DIFF PRESSURE
MEDIDOR DE PULSOS
Crude Oil Pipeline
Medición de Hidrocarburos Líquidos
Net Flow of Hydrocarbon Product
H2O %
PRES
TEMP
DENSIDAD
La señal de Densidad puede ser 4-20mA or Hz.
•Caudal Incremental = (Pulsos/KF) x Ctl x Cpl x MCF
•Factor de Corrección de Temperatura: Ctl
•Factor de Corrección de Presión: Cpl
Correcciones a las condiciones
de referencia
•Factor de Corrección de Densidad 15°C (60°F)
•Factor de Corrección de Volumen = Ctl x Cpl
Tipos de MedidoresSoportados
•Medidores de Desplazamiento Positivo (PD Meters)
•Medidores tipo turbina
•Medidores tipo Vortex
•Coriolis / Medidores másicos
•Medidores ultrasónicos.
Tipos de Medidores-Presión Diferencial soportados
•Cono en V
•Placa Orificio
•Medidor tipo cuña (wedge)
Reference Conditions: 60°F (15°C) @ atmospheric pressure ))
Volumen Instantáneo calculado a la condiciones de proceso
Volumen Standard calculado a las condiciones de referencia
Volumen Neto calculado menos contenido de H2O
Masa Instantaneo Volume x Density
Mediciones Totalizadas
Volumen H2O inferido del volumen bruto - volumen neto
Poder Calorifico
Btu/gJ
Totalizadores resetables concurrentes
PTQ-AFC
Mapa de Memoria Interna.PRIMARY SLAVE
MB Input Registers(65000+)
VIRTUAL SLAVE
MB Pass Through
(65000+)
MB Holding Registers(65000+)
SCRATCH PAD
MB Holding Registers(10000+)
Port 1
Port 2
Port 3
MB Slave
MB Slave
MB Slave
MB Master
MB Input Registers(10000+)
Backplane
MB Master
PTQ-AFC Funcionalidad soportada
•Interfaz con densitómetro ( frequencia directa)
•Caracterización del Factor de Medidor M-Factor in 5 segmentos líneales
•Cálculo Automático de la presión de vapor
•Unidades de Ingeniería seleccionables Internationales SI or US
•Cálculo de Volumen Neto de hidrocarburo
“Net Oil Volume” usando (H2O input)
LINEAR INTERPOLATION OPTION
(Seleccionable de 1 a 5 segmentos)
Flow rate: Gallons/Min
10 20 30 40 50
Meter
Factor
.9883
1.16911.0195
1.1993
Caracterización del “Meter Factor”
1.0272
•Archivo seguro para registro hasta 2,000 eventos con estampa de tiempo
•Se registran los cambios de modo de operación del controlador con estampa de tiempo
•Archivo de eventos puede ser bloqueado cuando llegue a su máxima capacidad
•Algoritmos de cálculo y medición en formato binario
•Los usuarios no tienen acceso a los algoritmos de cálculo
•Integración transparente con la lógica de control.
Características de Seguridad
Capacidad de Almacenamiento
• Archivos Horarios con ventana seleccionable 48 horas
• Archivos extendidos horarios por 35 días
•Archivos diarios de los últimos 35 días
•Funciones de almacenamiento de datos pueden ser activados por el controlador
•Todos los archivos de almacenamiento de datos están disponibles para los auditores y personal de ingenieria a través de interfaz alfrente del módulo de cálculo
•Conectividad directa a sistema SCADA a través de puerto
serial ModBus
•Reportes Horarios/Diarios seleccionables por el usuario para
intervalos de tiempo específicos ( cada medidor)
Reportes seleccionables
•Reporte “Audit Scan” por cada carrera de medición para
verificación dinámica
•Reporte “Snap Shot” por medidor almacenable en
formatos tipo texto o CSV
•Monitoreo dinámico “Real Time Monitor” de cada medición
via protocolo ModBus RTU( 2 puertos seriales).
• Entradas en Frequencia en Densitómetro (16)
canales. ( Una Entrada en Hz por canal)
Capacidades adicionales
• Unidades de Ingenieria seleccionables SI & US
para las totalizaciones (volumétrica y másicas)
•Medición “Net Oil” (Sedimentos & Agua %)
•Modo de operación “Calibration mode”
PLC como Computador de Flujo?
FLOW
COMPUTER
FIELD I/O
PT TT DT
M
FCV
LT
PUMP
PLC
RTUTO SCADA HOST
LACT Application
FIELD I/O
PT TT DT
M
FCV
LT
PUMP
TO SCADA HOST
RTU/PLC /Flow Computer
Nuestra propuesta Quantum Schneider ProSoft
•Reduce costos de ingenieria básica y detalle •Reduce costos de adquisición de activos•Reduce costos de procura de hardware•Reduce el número de interfases de operación of in •Ahorros de tiempo en horas invertidas en la configuración de software •Ahorros de recursos destinados al entrenamiento de operadores y mantenedores•Reduce cantidad de partes de repuesto y variedad de la mismas ( single vendor)•Fácil detección de problemas (Un solo sistema)•Un único suplidor de la tecnología Schneider- ProSoft•Solución eféctiva de costo/valor ( 16 mediciones per módule)
Beneficios para el usuario de la industria:
•Las arquitecturas de PL|C de Schneider proporcionan funciones de
control muy poderosas que pueden ser aprovechadas para customizar las
aplicaciones.
•Controladores son altamente flexibles y adaptables a la aplicación.
•Configuración y Operación centralizada en un único sistema
Schneider/Prosoft.
•Altamente expandible.
•Excelente connectividad a sistemas SCADA y HMI (Magelis).
Comparando con soluciones “Stand Alone”
Aplicaciones Exitosas
PetroBras URUCU-Amazonas Brasileño
The Solimoes River business unit (UN-BSOL) has an oil field located in the heart of the Brazilian rainforest (Amazonas State), in a region called URUCU. It is a modern industrial unit with a high automation level using Programmable Logic
Controllers for system monitor and supervision
Preguntas y Comentarios
Muchas Gracias!