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!