mmh cap 7

VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO

Gerencia de Planeación y Suministro Versión: 01 ECP- VSM-M-001-07

MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO 7

DETERMINACIÓN DE TEMPERATURA

Fecha:

03/12/2008 Página 1 de 13

MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS

CAPÍTULO 7

DETERMINACIÓN DE

TEMPERATURA





Fecha:

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VERSIÓN

DESCRIPCIÓN

FECHA

00

EMISIÓN DEL DOCUMENTO

5 DE MAYO DE 2005

01

REVISIÓN DEL DOCUMENTO

3 DE DICIEMBRE DE

2008

DEPENDENCIA RESPONSABLE

REVISÓ

APROBÓ

Este documento se validó en el

Comité Táctico de Medición integrado por los líderes de

medición de las áreas de negocio:

SARA ISABEL PARRA Líder de Medición GRB – VRP

ALEXANDER CARDONA GÒNGORA Líder de Medición (E)

VIT

JUAN MANUEL NOCUA Líder de Medición

VPR

CARLOS GUSTAVO ARÉVALO Líder de Medición RCSA

CARLOS REINEL SANABRIA Líder de Medición GPS-VSM

JAIRO H. GUZMÁN MEJÍA Líder de Medición I.C.P.





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TABLA DE CONTENIDO

1. OBJETO ........................................................................................................... 4

2. ALCANCE ........................................................................................................ 4

3. GLOSARIO ....................................................................................................... 4

4. DOCUMENTOS DEROGADOS ....................................................................... 4

5. GENERALIDADES ........................................................................................... 4

6. DESARROLLO ................................................................................................. 5

6.1 TERMÓMETRO ELECTRÓNICO PORTÁTIL .......................................................... 6 6.1.1 PROCESO PARA LA MEDICIÓN DE TEMPERATURA ................................................. 6 6.1.2 PRECAUCIONES ............................................................................................................ 7

6.2 TELEMETRÍA (MEDICIÓN AUTOMÁTICA) ............................................................. 8 6.3 MEDICION DINÁMICA DE TEMPERATURA ........................................................... 8

6.3.1 UBICACIÓN DE LOS SENSORES DE TEMPERATURA ............................................... 9 6.3.2 DISCRIMINACIÓN DE TEMPERATURA ...................................................................... 10

7. REGISTROS ................................................................................................... 11

8. CONTINGENCIAS .......................................................................................... 11

9. BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................. 11

10. ANEXOS ......................................................................................................... 12





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1. OBJETO Describir métodos y prácticas para obtener mediciones confiables de la variable de temperatura en los hidrocarburos, y biocombustibles en condiciones estáticas o dinámicas, utilizando dispositivos de medición manuales y automáticos. La determinación de la temperatura del producto corrige los efectos térmicos sobre su volumen.

2. ALCANCE Aplica a las áreas operativas, técnicas (metrología y laboratorio) que deben determinar la temperatura en procesos de transferencia de custodia, control de inventarios y fiscalización de hidrocarburos, y biocombustibles, como variable para la liquidación de cantidad y calidad.

3. GLOSARIO Para una mayor comprensión de este documento puede consultar el Capítulo 1 del Manual de Medición de Hidrocarburos “Condiciones Generales y Vocabulario” en su numeral 3 - Glosario Aplicable al Manual de Medición de Hidrocarburos (MMH).

4. DOCUMENTOS DEROGADOS Deroga el Capítulo 7 del MUM, “Determinación de Temperatura” ECP-VSM-M-001-07, versión 0 del 5 de mayo de 2005.

5. GENERALIDADES La temperatura es la variable más significativa para la determinación de volúmenes cuando se corrigen a condiciones estándar. La medición de temperatura en tanques de almacenamiento debe realizarse con termómetro electrónico portátil (PET) o termómetro de vidrio, el cual debe calibrarse y verificarse de acuerdo con los requerimientos del Capítulo 1 del MMH. La diferencia máxima entre el patrón y el equipo de campo no debe ser mayor que:

+/- 0,5 ºF para termómetros de vidrio y de bulbo.

+/- 0,5 ºF para termómetros electrónicos

+/- 0,3 ºF para medición dinámica de temperatura





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Para tanques de almacenamiento de GLP la medición de temperatura se debe realizar local o automáticamente. El sensor de temperatura debe ser instalado dentro del termopozo colocando glicerina como fluido de transmisión térmica. La unidad dedicada a la lectura de la variable temperatura, debe tener certificado de calibración vigente no mayor a seis meses (Ver Capítulo 1 del MMH). Para medir la temperatura en tanques de almacenamiento de GLP el termopozo y el sensor de temperatura, deben estar localizados a una altura equivalente del 5% y del 95% de la capacidad volumétrica del tanque.

6. DESARROLLO La variable de temperatura se puede determinar para condiciones estáticas y dinámicas utilizando los siguientes métodos: Método automático, usando sensores electrónicos fijos Método manual, usando termómetros electrónicos portátiles Método manual usando termómetros de mercurio en vidrio

El método automático aplica a tanques atmosféricos, presurizados y sistemas de medición dinámicos. Estos sistemas incluyen sensores de precisión para medición de temperatura, transmisores de la señal electrónica para montaje en campo y equipo para lectura de salida. El Método manual aplica para tanques atmosféricos, botes, buquetanques, carrotanques y sistemas de medición dinámicos. Para tanques con capacidad menor que 5000 barriles y sin estratificación de temperatura se puede utilizar una lectura en la mitad del nivel del líquido. Igual condición aplica para bodegas de buquetanques, carrotanques o barcazas. Se pueden tomar lecturas adicionales para obtener mayor precisión, si es acordado entre las partes. El número mínimo de lecturas que se deben tomar para determinar la temperatura promedio se muestran en la Tabla 1.

NIVEL DE LÍQUIDO NÚMERO DE LECTURAS NIVEL DE MEDICIÓN > 3m (10 pies) 3 Mitad de los tercios superior, medio e inferior

< 3m (10 pies) 1 Mitad del líquido

Tabla 1





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6.1 TERMÓMETRO ELECTRÓNICO PORTÁTIL

Figura 1. Termómetro Electrónico Portátil

El termómetro electrónico portátil (PET) es el instrumento recomendado para la medición manual de temperatura en tanques de almacenamiento. Debe estar equipado con un cable para conexión a tierra (Figura 1). Deben cumplir con los requerimientos de exactitud señalados en la Tabla 1 y alcanzar el equilibrio térmico con el líquido según los tiempos de inmersión que se indican en la Tabla 3. Se considera que un PET ha alcanzado estabilidad cuando la lectura varía por no más de 0,2 ºF en 30 segundos.

6.1.1 PROCESO PARA LA MEDICIÓN DE TEMPERATURA La temperatura del producto en cualquier tanque debe ser tomada inmediatamente antes o después de la medición de nivel. Para conseguir lecturas exactas se debe proceder de la siguiente forma:

Verificar la funcionalidad del equipo antes de la medición, comprobando el voltaje de la batería, comparándolo contra un termómetro de referencia certificado y examinando el exterior de la sonda para asegurarse de que esté limpia y no contamine el producto.

Acoplar la conexión eléctrica a tierra entre el termómetro y el tanque, antes de abrir la escotilla de medición.

Bajar la sonda del PET hasta el nivel deseado.

Levantar y bajar la sonda aproximadamente 30 cm por encima y por debajo del nivel predeterminado para lograr una rápida estabilización de la temperatura.

Cuando la lectura de temperatura se haya estabilizado y permanezca dentro de +/-

0,2 ºF (0,1ºC) durante 30 segundos, es momento de registrarla (con aproximación de 0,1ºF).





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Si se mide la temperatura en niveles múltiples (es decir se toman varias temperaturas a lo largo del contenido del tanque) registre la lectura de las medidas de las temperaturas de cada nivel en una libreta, y promedie todas las lecturas redondeando el resultado final con aproximación de 0,1 ºF.

La temperatura se debe tomar de abajo hacia arriba (de fondo a superficie) en condiciones estáticas, debido a que en el fondo hay menor temperatura (gradiente de temperatura) que en la superficie y esto facilita la toma de datos y la estabilización de la temperatura en el equipo. En tanques que almacenan fluidos calientes, queda a discreción del operador, según el perfil de temperatura.

Una vez se ha retirado el termómetro, cierre la boquilla de medición y retire la conexión a tierra.

El equipo debe limpiarse y almacenarse en un lugar apropiado después de su utilización.

Nota: Para una mayor claridad del manejo de este tipo de termómetros consultar el Capítulo 7 del API MPMS, numerales 5.2 y 6.4

0,1 °F ± 0,2 °F 0 - 200 °F

± 0,5 °F > 200 °F

0,1 °C ± 0,1 °C 0 - 100 °C

± 0,3 °C > 200 °C

Graduación

mímima

Rango de exactitud

requeridoExactitud

Tabla 1. Requerimientos de exactitud para el PET

6.1.2 PRECAUCIONES

Se debe tener cuidado con los errores en la lectura, escritura o cálculo de la temperatura promedio, ya que traen como resultado serias desviaciones en el volumen del producto. A continuación (Tabla 2) se puede observar la magnitud del error producida por una equivocación de 1ºF en la medición de temperatura.

1000 850 3

55000 50000 20

80000 73000 29

96000 91000 36

120000 110000 45

Cantidad de

producto (Bls)

Cap. del tanque

(Bls)

Bls correspondientes a

un error de 1 °F

Tabla 2. Consecuencias por errores en la medición de temperatura





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Nunca se deben dejar termómetros en los techos de los tanques o colgando en la parte inferior de sus costados, llévelos al sitio donde se encuentra el portatermómetros, límpielos completamente con queroseno o disolvente, séquelos con un trapo y colóquelos en el porta-termómetros a la sombra. Una película de aceite pesado en un bulbo actúa como aislante alargando así el tiempo requerido para que el termómetro alcance la temperatura del producto que le rodea.

Grav API a 60 °F En movimiento* En movimiento* Estacionario En movimiento* Estacionario

> 50 30 segs 5 min 10 min 5 min 10 min

40 a 49 30 segs 5 min 15 min 5 min 15 min



< 20 75 segs 45 min 80 min 35 min 60 min

Diferencial de temp < 5 °FTermómetro electrónico

Termómetro de vidrio en dispositivo de copa o cajuela

Tabla 3. Comparación de tiempos recomendados de inmersión para PET's y termómetros en dispositivo de cajuela

(*) La expresión “en movimiento hace referencia a mover el equipo 30 cm por debajo y por encima del punto de medición determinado.

6.2 TELEMETRÍA (MEDICIÓN AUTOMÁTICA) En las instalaciones de Ecopetrol S.A. que dispongan de medición automática avalado para transferencia de custodia (sonda multi spot), puede ser la medida oficial, utilizando como respaldo la medición manual, siempre y cuando el sistema de medición automática cuente un programa de aseguramiento y control metrológico. Como elementos de temperatura generalmente se utilizan los detectores de temperatura por resistencia (RTD). Los elementos de temperatura multi spot se instalan aproximadamente a tres metros de intervalo, con el elemento inferior aproximadamente a una distancia de un (1) metro del fondo del tanque (ver API MPMS Capítulo 7, sección 5.1.4.2.2) 6.3 MEDICION DINÁMICA DE TEMPERATURA Los dispositivos de medición usados para este propósito son generalmente los sensores electrónicos de temperatura tales como las RTDs (Resistance Temperature Detectors). El sensor genera una señal de salida como respuesta al mensurando, en este caso la temperatura del hidrocarburo que fluye.





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Para la determinación de temperatura deberá utilizarse un sensor clase A, con su respectivo TIT que acepte la configuración de las constantes de Callendar Van Dussen. El sistema debe contar con un termopozo seguidamente del TIT en las mismas condiciones de montaje (diámetro y profundidad de inserción), con el fin de usar un patrón de temperatura digital con resolución de dos cifras decimales, para respaldar los procesos de verificación y de calibración al lazo de temperatura de manera integral. En condiciones dinámicas se hace la medición de temperatura a un producto que fluye a través de un ducto o tubería. También incluye la medición de temperatura en los equipos utilizados para la calibración de medidores de flujo. Se puede llevar a cabo de forma manual o automática utilizando dispositivos electrónicos o termómetros de mercurio en vidrio. Es necesario el uso de termopozos para aislar el hidrocarburo del sensor de temperatura. 6.3.1 UBICACIÓN DE LOS SENSORES DE TEMPERATURA La ubicación del sensor de temperatura es crítica porque es un componente que afecta la exactitud en la medición. A continuación se dan parámetros generales para su ubicación:

En medidores El sensor debe ser instalado inmediatamente aguas abajo del medidor siendo consistentes con las condiciones de los requerimientos del medidor de flujo. Donde se maneje más de un medidor como en el caso de un múltiple en paralelo, se debe instalar un sensor a cada brazo de medición. Para facilitar las labores de verificación se recomienda instalar termopozos de pruebas en cada brazo medidor para comparar su temperatura con la temperatura medida en un termómetro patrón. Esta verificación debe ser hecha cada tres meses.

En probadores en línea Cuando se determina la temperatura de un líquido fluyendo a través de un probador debe hacerse cerca de la entrada y/o la salida del probador.

Bidireccionales y unidireccionales: deben instalarse sensores a la entrada y a la salida.

Compactos: deben instalarse en la salida. Medidor maestro: deben instalarse aguas abajo.

Cuando se realicen las dos mediciones, éstas deben promediarse.





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En tanque probador Cuando se determina la temperatura de un líquido contenido en un tanque probador (aislado o no), el número mínimo de sensores (o puntos de lectura) varía según el volumen del tanque:

a. Los tanques con menos de 380 litros (menos de 100 galones): un sensor b. Los tanques con 380 y 1900 litros (100 a 500 galones): 2 sensores. c. Los tanques con más de 1900 litros (más de 500 galones): 3 sensores.

Si un sensor de temperatura es usado, este debe ser ubicado en la mitad de la altura del tanque. Si dos sensores de temperatura son usados uno debe estar localizado en el tercio superior del tanque y el otro en el tercio inferior. Si tres sensores de temperatura son usados, uno debe estar localizado en el tercio superior del tanque, uno en el centro y el otro en el tercio inferior. Cuando dos ó más sensores de temperatura son usados, deben espaciarse equidistantemente en la circunferencia del tanque. Cuando un tanque probador es aislado térmicamente y/o su ciclo es rápido, dos sensores de temperatura pueden ser suficientes en tanques hasta de 500 galones de capacidad. Los sensores de temperatura deben ser ubicados a una distancia mínima de 0,3 metros (1 pie) de la pared del tanque. 6.3.2 DISCRIMINACIÓN DE TEMPERATURA Los niveles de discriminación para registrar la variable de temperatura, deben estar de acuerdo con la siguiente tabla (API MPMS Capítulo 12.2.2)

XX,x5

15,00

XX,x5

XX,x5

XX,x5

XX,x5Temperatura del detector montado en el eje del probador[Td, Td(prom)]

Temperatura Ponderada Promedio (TWA)

60,0

XX,x

XX,x

XX,x

XX,x

XX,x

Tabla 3- Niveles de Discriminación de Temperatura

Unidades Inglesas (US)

(°F)

Unidades Internacionales (SI)

(°C)

Temperatura Base (Tb)

Temperatura Observada (Tobs)

Temperatura del probador[Tp,Tp(prom),Tmp,Tmp(prom)]

Temperatura del Medidor[Tm, Tm(prom),Tmm,Tmm(prom)]





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En calibración del Probador Los procedimientos para calibración del probador requieren discriminación de temperatura de 0,05 ºC (0,1ºF). Los termómetros de vidrio graduados a 0,1ºC (0,2 ºF) son normalmente usados para asegurar confiabilidad y exactitud.

Corridas de calibración de medidores Los procedimientos para aceptación de una corrida de calibración del medidor, requieren discriminación de temperatura de 0,3°F para los TT´s; a su vez las corridas de calibración deben mantener estabilidad de la temperatura entre el medidor y el probador recomendado en máximo 2,0 °F; este valor se debe configurar en el computador de flujo para que a diferencias mayores la corrida sea abortada o rechazada.

En Tiquetes de Medición Los requerimientos de discriminación de temperatura para los tiquetes de medición se deben aproximar a 0,5 ºC más cercano (1 ºF). Varios métodos de aplicación de la compensación de temperatura se pueden encontrar en el capítulo 12 del API MPMS. Los procedimientos para liquidación de tiquetes requieren discriminación de temperatura de 0,05 ºC (0.1ºF) si se utilizan transmisores tipo “smart”.

7. REGISTROS Entre los formatos que soportan la toma de temperatura están: Reportes de verificación de temperatura según la profundidad del liquido (medición

estática) Reporte de verificación y calibración de los RTD, TT’s, ATT’s, PET’s, termómetros de

vidrio Registro de verificación y certificado de calibración vigente del termómetro (emitido por

la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) o por un laboratorio de la red metrológica nacional o interno de Ecopetrol S.A.)

Documentos que soporten los programas de calibración de equipos e instrumentos con su respectiva trazabilidad.

8. CONTINGENCIAS No aplica.

9. BIBLIOGRAFÍA API MPMS Capítulo 7, “Determinación de Temperatura”, junio 2001 R(2007)





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10. ANEXOS No aplica





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Para mayor información sobre esta directriz y el Manual de Medición de Hidrocarburos, dirigirse a: RODRIGO SATIZABAL RAMÍREZ Jefe del Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos, GPS-VSM

RESPONSABLE

RODRIGO SATIZABAL

Jefe del Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos, GPS-VSM

REVISÓ PABLO MOTTA CANDELA

Gerente de Planeación y Suministro GPS – VSM

ADRIANA GARCIA MOLANO Líder Grupo Apoyo Legal VSM

APROBÓ

CAMILO MARULANDA

Vicepresidente de Suministro y Mercadeo - VSM

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