Io  

8   (877) 343‐8467           www.ioselect.com 

  

Pipeline M&R Station Automation Using Kingfisher Introduction Metering and regulating (M&R) station automation in the natural gas pipeline industry is among the common applications of Semaphore’s Kingfisher RTU products.  While the G30 is suitable for smaller stations employing one or two meter runs, the modular, expandable, Kingfisher Plus+ can fully automate a much larger station. It can input live data and analysis information from BTU analyzers and chromatographs; perform all flow calculations, data base management, run‐switching, and flow/pressure control; and interface with a SCADA network, local PC, smart transmitters, and a customer network.  

M&R Station Overview M&R stations are employed by gas pipeline and distribution companies to measure gas flow and to regulate gas flow and gas line pressure. Today, various meters are employed and include orifice, positive displacement (PD), turbine, ultrasonic and Coriolis.  In the case of the orifice meter, the primary flow measurement is obtained by measuring the differential pressure across the orifice plate. When provided with electrical pickups, PD meters output pulses whose count is proportional to gas volume. Turbine meters output a train of pulses whose frequency is proportional to the volume. Ultrasonic meters emulate turbine meters with a frequency but also provide the same information via a serial interface. Coriolis meters provide frequency, analog or serial signals; however, their output is proportional to mass flow rather than volume.  Measuring flow is not as easy as it first appears. All meters (except, in theory, Coriolis) require “correction.” Flow isn’t merely measured; it is calculated. Correction factors, which account for the physical properties of gas, as well as the meter tube, itself, make up numerous terms in corrected flow equations. Gas line pressure and temperature provide the two, most important correction factors.  Many M&R stations are “fiscal metering” or “custody transfer” points, where the natural gas changes hands (or, custody) from one legal entity to another. The gas measurement will be used as the basis for billing. This makes the measurement function and, therefore, the instrumentation at the station, critical.  Typical control function at M&R stations include operation of one or more, flow control valves or pressure regulators, opening and closing valves to activate or deactivate individual meter tubes and operation of an odorizer. 

Io  

8   (877) 343‐8467           www.ioselect.com 

  

Description of M&R Station Functions Regular Control Operating pressures within local distribution utilities, industrial users and power plants are typically much lower than the hundreds or over 1000 psi operating pressure in a gas transmission system. One or more pressure regulators are used to reduce the line pressure to a level that is appropriate to the user at the outlet of the station. The Kingfisher RTU can provide a pressure set point, via an analog output, to an electric actuator or pneumatic regulator that operates the valves.  

Run Switching The M&R station in the diagram includes three meter tubes (runs) in parallel. The main reason multiple runs are used is range ability. Using differential pressure measurement across an orifice plate, the turn‐down of a meter tube is limited to about 3:1. The gas industry has found it better to use multiple, smaller meter tubes rather than one, large tube able to handle the full range of gas volume.  Run‐switching consists of opening and closing a run‐switching valve which, respectively, “cuts‐in” or “cutsout” a meter tube. Run #1, the “primary run,” normally has a manual valve while the rest of the runs have solenoid valves which can be operated by the RTU.  As the flow nears the upper range DP limit for run #1, the RTU sends a command to open the valve for run #2. Now, with two runs in operation, the DP for both will be closer to mid‐range. Runs #3 and #4 will be cut‐in if the DP for the preceding range exceeds a pre‐set limit. Conversely, runs are cut‐out when the DP sinks below a preset low limit.  To account for range ability on the low end, e.g. very low flow with only run #1 cut‐in, the industry has traditionally resorted to “stacked DP transmitters.” Two transmitters, with different ranges, are installed. The RTU chooses the transmitter with the best range for the DP input value at the time. Recently, with more accurate, smart transmitters available, stacked DPs have been much less common.  While this discussion has addressed a station with all orifice meters, some recent installations have included turbine or ultrasonic meters on the primary run with orifice meters on additional runs. Particularly for low flows, this takes full advantage of the better range ability of the turbine or ultrasonic meter. The Kingfisher RTU can accommodate a mixture of orifice and turbine or ultrasonic meters, at the station. 

Io  

8   (877) 343‐8467           www.ioselect.com 

  

Primary Measurement InputsEach meter tube has a DP transmitter connected to the flanges on either side of the orifice plate. A stacked DP, on run #1, is unusual in new installations. On the Kingfisher G30 or Kingfisher Plus+, the DP transmitters interface via analog inputs.  If turbine meters were used in place of the orifice meters, high‐speed counter inputs would be used in place of the analog inputs and DP transmitters.  The primary corrections are provided by the line pressure and temperature inputs. Normally, only a single pressure and temperature are required per meter run.  

Gas Flow and Energy Calculations Using the DP (or counter), pressure, and temperature inputs, the Kingfisher RTU performs corrected flow calculations according to the American Gas Association (AGA). These calculations are described in comprehensive reports that are available from the AGA.  In the Kingfisher products, the AGA calculations are provided by preconfigured function blocks: • AGA3 — Report for orifice meters. • AGA5 — BTU energy content calculation. • AGA7 — Report for turbine and PD meters. • AGA9 — Report for ultrasonic metering with the same calculations as AGA7. • AGA11 — Report for Coriolis metering.  Compressibility or super compressibility calculations are used in conjunction with AGA3 or AGA7: • NX19 — Super compressibility. • AGA8 — Compressibility using gross and detailed methods.  In the RTU, individual flow calculations are done, per meter run, with the results added together to derive the flow for the station.  

Flow/Pressure Control The Kingfisher RTU can perform auto‐selector flow/pressure control. Typically, the control valve is downstream of the meter tubes. Many applications call for the gas customer to provide a flow set point based on his requirements. Otherwise, the flow set point is based on a custody transfer contract.  In the auto‐selector algorithm, the RTU normally operates the valve to regulate flow, as calculated by AGA3 or AGA7. However, it also monitors the line or discharge pressure. If the pressure exceeds a high limit, it will then operate the valve to regulate pressure.

Io  

8   (877

  

) 343‐8467

DownstreThe downstis connectesafety requimportant. measuremeabove.  

Sampler CIdeally, natsuch as carbthese otherof the gas. Tthe gas and One way is open the vadiscrete outflow).   Periodically 

Live BTU AMore oftenis impossiblBTU heating

7 

eam Gas Mtream, or “dd. This is a direments foThe dischargent. Normall

Control ural gas is pubon dioxide,r componentTherefore, pd determine 

to connect aalve to injecttput, can be

y, the gas co

Analysis n, today, the le using samg value is inp

Measuremeischarge” endistribution ur gas lines oge pressure ly, this is the

ure methane, nitrogen, ats affects thpipelines andthe heating 

a sampler bot a sample oe time‐based

mpany remo

industry reqmpler bottlesput to the RT

entsnd of the meutility, power industrial btransmittere pressure va

e. In reality, nd a varietye “heating vd distributiovalue.  

ottle, througof gas into thd or flow‐bas

oves the bot

quires a nea, a BTU analTU via an an

eter station er plant or laburners, preprovides thariable used

gas includesy of hydrocarvalue,” or then utilities ne

gh a valve, tohe bottle. Thsed (where t

ttle and tran

r‐instantaneyzer could bnalog input.

       www

is where thearge industriessure regulae downstread by the regu

s a number rbons such ae energy coneed to perfo

o the line. The pulse outpthe pulse fre

nsports it to 

eous heatingbe installed r

w.ioselect.

e gas customal user of gaation is extream line presulator in the 

of other comas ethane. Thntent (measrm a chemic

he RTU can pput, provideequency dep

a laboratory

g value analyright at the s

.com 

mer’s systemas. To meet emely ssure description,

mponents, he amount oured in BTUcal analysis o

periodically d by a pends on gas

y for analysis

ysis. Since thstation. The 

 

, 

of ) of 

s 

s. 

his 

Io  

8   (877) 343‐8467           www.ioselect.com 

  

Gas chromatographs are also increasingly common. A chromatograph provides a full chemical composition analysis and allows a heating value to be calculated based on the heating values of all the chemical components.  Most chromatographs use a serial, RS‐232 or RS‐485 interface or Ethernet using the Modbus protocol. This interface allows the RTU access to all the chemical component values.  The RTU can use the AGA5 calculation to derive the heating value. Chemical components are also used in the AGA8 detail method compressibility calculations, which are used by the AGA3 and AGA7 flow calculations.  

Odorant Control Natural gas is odorless. The “gas smell” is actually due to methanethiol, a chemical that is injected into the line by gas distribution utilities. The RTU interface to an odorizer is typically via a momentary “pulse” provided by a discrete output. The pulse injects a fixed quantity of methanethiol into the line; its frequency depends on the gas flow. Alternatively, some odorizers use an analog signal that is proportional to the gas flow.  

Historical Data Base and Audit Trail The RTU keeps a historical data base with generations of information on an hourly or daily basis. The large memory model in the Kingfisher RTU allows storage over an extensive time. Typical requirements call for hourly storage and daily storage for two months. For each hour and each day, the RTU will store a totalized gas volume. Most requirements also call for storage of a totalized energy value for the hour. This value is obtained by multiplying the volume by the BTU per quantity of gas.  RTUs in M&R station applications are also required to store the data that is necessary to re‐run the flow calculations on an off‐line computer. This accounts for those cases in which the input to the original calculations was either incorrect or missing. For example, the pressure transmitter may have failed or the incorrect orifice diameter was used in the calculation.  On an hourly basis, the RTU will additionally provide the averages of the primary inputs: DP, pressure, and temperature. It will also provide a list of the values of the user‐enterable constants used by the calculations as well as a record of changes made to those constants. This is the so‐called “event list.” The RTU must also be able to record any alarms that occur. An example is a high line pressure — the measured pressure exceeds a pre‐set high limit. The historical data combined with the alarms and events comprises the “audit trail.” While most requirements call for maintenance of 400 alarm and event messages, Kingfisher can meet extreme requirements by storing over 200,000 messages. 

Io  

8   (877) 343‐8467           www.ioselect.com 

  Local Interface for Operator or TechnicianThe Kingfisher RTU supports a local lap‐top computer that provides a menu system for operator interaction. Operators can calibrate transmitter inputs, change constants, change set points, check current measurements, and observe the contents of all stored data.  Historical logs can also be downloaded to files in the lap‐top computer for transport to another system.  

Customer Port The “customer port” is another serial interface that is common in the gas pipeline industry. This allows the gas buyer access to certain input and flow information. The software limits the buyer to specific information.  

SCADA Network Kingfisher RTU products have been installed in natural gas pipeline networks using a wide variety of communications networks and protocols. DNP3 has recently emerged as a highly‐capable protocol with numerous features that have direct benefits to the pipeline industry.  DNP3 is an open, intelligent, robust, and efficient modern SCADA protocol. It can: • Request and respond with multiple data types in single messages. • Segment messages into multiple frames to ensure excellent error detection and recovery. • Include only changed data in response messages. • Assign priorities to data items and request data items periodically based on their priority. • Respond without request (unsolicited). • Support time synchronization and a standard time format. • Allow multiple masters and peer‐to‐peer operations. • And allow user definable objects including file transfer.  A key advantage of DNP3 is that it is an open, standard protocol with oversight by a vendor‐independent user group. With the oversight of a technical committee, DNP3 is able to evolve through the addition of new technology while assuring backward compatibility so that existing systems don’t find themselves obsolete.   Unlike de facto standard protocols such as Modbus, DNP3 is not subject to vendor‐specific variants, which are incompatible with existing installations. While suppliers are not required to completely implement all DNP3 functionality, the implementations have to fall within very well‐defined subsets.  

Network Architectures DNP3 uses the term outstation to denote remote computers or devices as are found in the field. The term master is generally used for the computers in the control centers. DNP3 supports a variety of network architectures, including point‐to‐point, multi‐drop, hierarchical and data concentrator. 

Io  

8   (877

  

) 343‐8467

DNP3 also a Using DNP3known as pbases in the One mastertypically befirst outstateach outstatelephone land is only be able to h DNP3 also aimmediate  

Master anAmong the hierarchicaRTU, it fullyouts with clsystem mascommunica

7 

allows multi

3, a master golling. This ke outstations

r station maytween the mtion, then mation in a rouine, fiber oppermitted tohear each ot

allows an ounotification 

nd Outstatbroad variel network. Sy supports hilusters of insster links witations costs o

ple masters 

gathers datakeeps the das. 

y communicmaster and omoves onto thund robin orptic cable, oro respond tother. 

utstation to sof an impor

tion Functity of SCADAince Kingfishierarchical nstallations inth a much smon networks

and peer‐to

 from outstaata base in t

cate with muone outstatiohe next outsrder. The comr radio. Eacho messages a

send unsolicrtant occurre

ionality in A system archher supportsnetworks. Thn a number omaller numbs such as cel

o‐peer opera

ations primahe master u

ultiple outstaon at a timestation for itmmunicatioh outstationaddressed to

cited messagence such as

the RTUhitectures as master andhese are ofteof remote reber of devicelular and sat

       www

ations. 

ary by sendinp‐to‐date w

ation devicee. The mastets data, and n media is acan hear meo itself. Outs

ges to a mass an alarm. 

ccommodatd outstation en used to suegions. Sincees than it wotellite can b

w.ioselect.

ng requests,with respect t

es. Conversatr requests dcontinually ia multi‐droppessages fromstations may

ter. This bes

ted by DNP3functionalituit SCADA sye the overallould in a flat e significant

.com 

 which is to the data 

tions are data from theinterrogatesped m the mastey or may not

st allows 

 is a ty in the samystem lay‐l SCADA network, tly reduced.

e s 

r t 

me 

Io  

8   (877

  

) 343‐8467

Data ConcThe terms, data using ooften also iwhich use dinterface w Data conceperhaps profeasible, da

Network MAs a netwovery expensAuthenticatcan implemsoftware.  In a hierarcthey are oft

7 

centrator F“data conceone protoconclude inteldifferent proith serial po

ntrators areoprietary, prata concentra

Master Furk master, asive additiontion may not

ment secure a

hical netwoten referred

Functionalentrator,” anol and transmligent end dotocols. Thesrts or Ethern

 often also urotocol. Sincators allow t

unctionality Kingfisher Rn to, the SCAt be availablauthenticati

rk, other RT‐to as “sub‐

litynd “protocol mits it using evices, othese devices canet. 

used in systece an entire, the conversi

yRTU can provADA host sofle. Using theon, end‐to‐e

Us can be bomasters.” 

 converter” a different perwise knowan be wirele

ems, which asystem‐widion to be do

vide functioftware. For ee RTU as a neend, even th

oth masters 

       www

are used forprotocol. SCAn as intelligeess sensors o

are evolving de protocol cone in a step

nality that isexample, DNetwork masthough it is no

and outstat

w.ioselect.

r a device thADA systement electronor hard‐wire

to DNP3 froconversion is‐wise manne

s not availabNP3 Secure ter, the SCAot a feature 

tions. In that

.com 

hat gathers s using DNPic devices, d devices th

om an older,s usually noter.

ble in, or is a

DA system of the host 

t capacity, 

3 

at 

 t 

Io  

8   (877

  

) 343‐8467

Multi‐masA multi‐maslevel and alhierarchicacommunicamasters.  The RTU usaddress. Thchanges theresume com A practical ametering inpipeline. Wpower planstation. Usithe power pdata base c

7 

ster Supposter architecso allows thl network, mate with a SC

es a single chis implemene interface itmmunication

application hnstallations. AWhile the pipet operator isng a computplant operatonfiguration

ort cture is amoird‐party us

multiple masCADA host co

ommunicatintation provt is employinns from the 

has emergedAn exampleeline operats interested ter system ttors can accen makes it si

ong the methers to link toters can be eomputer sys

ion port andides a seconng for commpoint it left o

d in the natu is a meter sor uses a SConly in the ghat is a masess the informple to rest

hods for impo one or moemployed atstem and an

d distinguishndary advantmunications woff. 

ural gas industation, whicCADA systemgas flow andster to the ourmation theytrict access o

       www

plementing rre RTUs in tht any level. Aother RTU, b

es the masttage in that with the out

ustry in custoch links a pom across the d related infoutstation RTy require. Atonly to the i

w.ioselect.

redundancy he SCADA syAn outstatioboth of whic

ers by the soif a master ststation, it ca

ody transferwer plant toentire pipelormation froTU at the met the masternformation

.com 

at the host ystem. In a on RTU can ch are 

ource station an seamless

r and fiscal o a natural gine, the om the meteeter station, r station levethey need.

ly 

as 

er 

el, 

Io  

8   (877

  

) 343‐8467

Peer‐to‐pKingfisher Rcommonly transfer frodata base. Scan send a nearby subsgenerator. 

7 

eer CommRTU productinclude distrom one RTU Since DNP3 message dirstations, a m

municationts fully suppoributed contto another. messages inrectly to anometer station

ort DNP3 petrol or distribThis informanclude a sourother RTU. Pen and a near

er‐to‐peer cbuted data bation may orce address eer‐to‐peerrby compres

       www

communicatbases, whichr may not beand a destinmessaging issor station, 

w.ioselect.

tion. SCADA h require infoe included innation addres often usedor a primary

.com 

systems ormation n the host ess, one RTUd between y and back‐u

U 

up 

Io  

8   (877

  

) 343‐8467

REPORT BThe Kingfishconfused w Exception r The outstatpoll. RBE cacommunica Respond wi The outstatemergenciemaster to g 

HistoricalUsing DNP3communicacapability. Sincluding Et To test or dbe disconnerestored ansoftware on

7 

BY EXCEPTIher DNP3 imwith each oth

eporting or 

tion is polledan substantiaations costs, 

ithout reque

tion initiateses, operationget around to

l Data Back3, a Kingfisheations after aSystems are thernet, ISD

demonstrateected for a pnd the data sn the PC. 

ION AND Umplementatioher: 

report‐by‐ex

d by a masteally decreaseand decreas

est, unsolicit

s a message ns failures oro the outsta

k‐fill upon er RTU can aa failure. Thecurrently opN, private te

e this capabilperiod of timstored in the

UNSOLICITon supports 

xception (RB

er but only ree the amounse turn‐arou

ted messagin

without beinr any, critication on its p

recovery fautomaticallye DNP3 driveperating usinelephone lin

lity, the comme and then e RTU during

TED MESSAtwo types o

BE). 

eports valuent of informaund time. 

ng or push c

ng polled byal messages,polling cycle.

from a Comy upload mier in the SCAng a wide vaes, PSTN and

mmunicationreconnectedg the commu

       www

AGING of messaging

es that have ation that is 

communicati

y a master. T which shou. 

mmunicatssing data uADA host sofariety of comd radio. 

 link betweed. DNP3 comunications o

w.ioselect.

g, which are 

changed sintransmitted

ions. 

This is best fould not wait f

tion Failurepon restoraftware mustmmunication

en the RTU ammunicationutage will be

.com 

often 

nce the priord, reduce 

or alarms, for the 

e tion of t support thins media, 

and a PC canns will be e sent to the

r 

s 

n 

e 

Io  

8   (877

  

) 343‐8467

DNP3 SecSince securincorporatiparty attem DNP3 Secura legitimatecompressorchallenges taccompany The Server  If the servethe compre

ConclusioKingfisher Rthe world. Iproducts emmodel is moinstallations

7 

cure Autheity is a high ng secure aumpts to acces

re Authentice node on thr, is receivedthe server toying diagram

responds wi

r authenticaessor). 

n RTU productIn order to mmploy high post cost‐effes using up to

nticationpriority in thuthenticatioss the SCADA

cation uses ahe SCADA ned from the seo be sure it i

m). 

ith an authe

ates correctly

ts are currenmeet the reqperformanceective for smo 16 commu

he pipeline in. This proceA network a

a challenge petwork. Wheerver (blue ais a legitimat

ntication me

y, only then 

ntly operatinquirements oe processingmall, one or tnications po

ndustry, DNess preventsnd send com

process to een a commanarrow in thete node on t

essage (gree

will the RTU

ng in natural of even the lg with large mtwo‐run statorts and 102

       www

P3 has risens spoofing atmmands to a

nsure that cnd, e.g. to o accompanythe network

en arrow to 

U perform th

gas pipelinelargest M&Rmemory moions, Kingfis24 I/O points

w.ioselect.

n to the chalttempts, in wan RTU. 

commands open a valve ying diagramk (yellow arro

the RTU). 

he action (gr

e installationR stations, Kidels. While sher Plus+ ses. 

.com 

lenge by which a third

originate fromor start a 

m), the RTU ow in 

reen arrow t

ns throughouingfisher RTUthe G30 erves large 

d‐

m 

o 

ut U