INSTRUMENTA

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INSTRUMENTAÇÃO para INDUSTRIA de PETROLEO GÁS

• Sistemas de Medição de Petróleo COMS
• Sistemas de Medição de Gás Natural GFMS
• Ação Reguladora da ANP-INMETRO
• Palestrante Rosa
  Maria Masino
• 
  Metroval Controle de Fluidos

2
INTRODUÇÃO

• Na década de 70, com o crescimento brusco da
  industria petroquímica começamos a ter uma
  percepção real da importância do Petroleo em
  nossas Vidas. Até então o petróleo era apenas uma
  fonte de suprimento de Energia.
• Hoje a indústria petroquímica disponibiliza
  diariamente mais de 5000 novos produtos no mudo,
  produzidos a partir do Petróleo e seus
  Derivados.
• O aumento crescente do consumo de petróleo
  associado a alta dos juros internacionais,
  impuseram a revisão da política energética
  nacional, substituindo o petróleo importado pelo
  incremento na produção nacional.

Na década de 70, tivemos a
3
Evolução da Produção Nacional de Óleo Gas

• Hoje a Petrobrás atinge uma produção diária de
  1.045 mil/barris/dia de óleo e outros 29,5
  milhões de m3 de gás natural (dados de Julho/98).
  
• Temos em operação cerca de 7300 poços de
  produção, que representam o enorme esforço no
  sentido de tornar o Brasil energéticamente
  auto-suficiente.
• A empresa tornou-se líder mundial em exploração
  em águas profundas, com operação em lâminas
  d'água de até 1.700 metros.

4

• Vale a pena lembrar, que na faixa de lâmina
  d'água entre os 1.000 e 2.000 metros estão 23
  das reservas brasileiras e a previsão é de que
  50 das reservas a serem descobertas se situão em
  águas ultraprofundas.
• É óbvio que o aumento da produção não pode contar
  apenas com novos poços e inúmeras iniciativas
  estão sendo realizadas para a melhoria da
  produtividade dos existentes.

5

• Novas tecnologias buscam aumentar a apropriação
  de reservas, aumentando o índice de recuperação
  de petróleo de uma jazida.
• Embora o índice médio de recuperação de petróleo
  de um reservatório seja de aproximadamente 30,
  em muitos casos esse índice se situa abaixo mesmo
  de 10.
• Esses baixos índices promovem o incremento de
  desenvolvimentos tecnologicos destinados a
  aumentar o rendimento do reservatório.

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• Podem ser obtidos aumentos na produtividade e
  eficiência dos processos de produção de Óleo e
  Gás através da utilização de elevação artificial.
• Nos últimos anos a utilização de Gas Lift,
  contínuo ou Intermitente tem dado o maior aporte
  de aumento de produtividade.O método de extração
  por elevação artificial aproveita o próprio gás
  obtido após o separador de processo para injeção
  de gas lift.
• Ao ser retirado do Poço, o petróleo é uma
  mistura de óleo, gás, água e impurezas.
• A primeira etapa consiste em passar por uma serie
  de vasos separadores onde são separados do
  petróleo a areia, água
• e impurezas, o gás é posteriormente secado
  filtrado e devidamente pressurizado em baterias
  onde alcança pressões de até 1500 Psi.
• Nestas condições é reinjetado no Poço para
  promover a extração do Petróleo. Nesta etapa do
  processo encontramos as maiores exigências de
  automatização.

7
Fluxograma da Unidade de de Gas Lift
8

• A introdução da automação do sistema de injeção
  considera a utilização de unidades terminais
  remotas (UTR's) e/ou computadores de vazão de gás
  eletrônicos.
• Ambos apresentam funções de controle a partir de
  "set-points", ações específicas no processo de
  gás lift, módulos de memória para dados
  históricos, alarmes e eventos, gerenciando da
  injeção de alta pressão dentro de um ou múltiplos
  poços.

9

• A maior parte dos equipamentos são
  pré-engenheirados, em montagens que compreendem a
  UTR com software aplicativo para Gas Lift.
• Um elemento primário, do tipo palca de orificio
  com dispositivo porta placas que permite a sua
  manutençaõ sem retirada da linha.
• Múltiplos sensores de processo, válvulas de
  bloqueio e equalização. válvulas de controle
  proporcionais.

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Controle de Vazão de Gas de Injeção
11
Gas Lift Contínuo Solução em Plataformas e
Estações de Medição

• Quando necessita-se controlar quatro o mais poços
  simultaneamente, podemos adotar a mesma solução
  anterior com um computador dedicado por poço ou
  uma arquitetura utilizado unidades remotas para
  medição de vazão de até 8 ou 16 poços
  simultaneamente.
• Podemos ainda utilizar computadores de vazão
  ligados em rede paar medição e controle de até 16
  poços simultaneamente. Com esse sistema, tem-se
  um benefício no custo sem prejuízo operacional,
  com a vantagem que pode-se ir incorporando, de
  forma gradual, novos poços ao sistema
  automatizado, bastando-se a instalação de alguns
  módulos de entrada/saída.

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(No Transcript)
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Estação de Controle e Medição de Vazão para até 8
poços
14
Arquiteturas possíveis usando EGFMS
15
Sistema Integrado de Medição de Gas e de Óleo
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Medição Tecnologias Aprovadas...

• Placas de orifício AGA 3
• Turbinas AGA 7
• Ultrassônico AGA 9 (utiliza AGA 7 como método
  de cálculo)
• Em fase de aprovação mássicos ( AGA 11 )

17
Medição com Placa de Orifício
18
Medição com Placa de Orifício (AGA 3)...
19
Medição com Placa de Orifício (AGA 3)...
Painel Solar
Computador de vazão
Sensor multi-variável

H
L
Poço de proteção e
Tomada
Tomada
Termoresistência PT100
de baixa
de alta
Pressão
Pressão
Placa de
Orifício
20
Rugosidade no Trecho Reto (AGA 3)...
21
Trechos Retos Necessários (AGA 3)...
22
Medição com Turbinas (AGA 7)...
Totalizador Gerador de pulsos
Corpo
Condicionador de fluxo
Tomada de temperatura
Sistema de lubrificação
Acoplamento Magnético
Eixo da Turbina
Unidade de Medição
Tomada de pressão
23
Medição com Turbinas (AGA 7) ...
24
Medição com Turbinas (AGA 7)...
25
Medição com Ultrasom (AGA 9)...
26
Medição com Ultrasom (AGA 9)...
27
Medição Mássica (futuro AGA 11)...
28
Algoritmos AGA...

• Em 1930 a American Gas Association publica o
  primeiro artigo sobre medição de gás natural com
  orifícios (AGA Report 1).
• Revisa em 1935 (AGA Report 2) e em 1955 (AGA
  Report 3).
• Novas revisões são feitas (1969, 1985 e 1992)
• mantendo-se a mesma numeração.
• AGA 3 (Orifice Metering of Natural Gas and Other
  Related Hydrocarbons) torna-se padrão no mercado.
• Em 1975 a American Petroleum Institute (API)
  adapta o AGA 3, aprovando-o como API Standard
  2530 e também publica o Chapter 14.3 do Manual of
  Petroleum Measurement Standards.
• Em 1977, a American National Standards Institute
  (ANSI) também aprova o AGA 3 referenciando-o como
  ANSI/API 2530.

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Algoritmos AGA...

• Em 1930 a American Gas Association publica o
  primeiro artigo sobre medição de gás natural com
  orifícios (AGA Report 1).
• Revisa em 1935 (AGA Report 2) e em 1955 (AGA
  Report 3).
• Novas revisões são feitas (1969, 1985 e 1992)
• mantendo-se a mesma numeração.
• AGA 3 (Orifice Metering of Natural Gas and Other
  Related Hydrocarbons) torna-se padrão no mercado.
• Em 1975 a American Petroleum Institute (API)
  adapta o AGA 3, aprovando-o como API Standard
  2530 e também publica o Chapter 14.3 do Manual of
  Petroleum Measurement Standards.
• Em 1977, a American National Standards Institute
  (ANSI) também aprova o AGA 3 referenciando-o como
  ANSI/API 2530.

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Algoritmos AGA...

• Em 1980 foi publicado o AGA 7 - Measurement of
  Fuel Gas by
• Turbine Meters para medidores tipo rotativos.
• Em 1985 é revisado o AGA 7.
• Em 1963 surge o primeiro método de cálculo do
  fator de supercompressibilidade - NX19.
• Em 1985 surge outro método mais detalhado para
• a supercompressibilidade - AGA 8.
• Em 1992 a AGA 8 é revisada.
• Em 1992 a API relança o Chapter 21, Section 1,
  incluindo a medição eletrônica de gás.
• Em 2000 a AGA 3 é revisada aumentando
  substancialmente
• os dimensionais dos trechos retos necessários.

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AGA 3 versão 1985...

• A medição com orifício é essencialmente uma vazão
  volumétrica. Uma vez que a vazão volumétrica
  instantânea é calculada então a devemos
  normalizar os valores para as condições base.
• O AGA 3 define a medição através de um orifício
  circular concentrico dentro da tubulação, com
  tomadas de pressão antes (upstream) e depois
  (downstream) do orifício.
• As tomadas de pressão podem ser localizadas nos
  flanges da placa de orifício (flanges tap) ou na
  própria tubulação (pipe taps), e devem estar em
  conformidade com as especificações da AGA3.
• Essa norma somente se aplica a gas natural, gas
  natural liquefeito, ou gases ou líquidos de
  hidrocarbonetos associados.

32
AGA 3 versão 1985...

• Concentricidade O orifício deve estar
  concêntrico com a tubulação dentro de 3 do
  diâmetro interno da linha. Isto é muito crítico
  com pequenas tubulações, placas com grandes beta
  ( diâmetro do orifício / diâmetro da
  tubulação), ou quando o orifício está muito
  próximo das tomadas.
• Limitações no Beta Quando se utiliza tomadas nos
  flanges o beta deve estar limitado dentro de 0,15
  até 0,70 quando se utiliza tomadas na tubulação
  o beta é limitado de 0,20 até 0,67.
• Fluxo pulsante a precisão da leitura fica
  prejudicada. Ainda não há compensação
  satisfatória para esse problema.
• Causas para fluxo pulsante
• a) proximidade com compressores, motores
• ou amplificadores (boosters)
• b) bombas ou reguladores com dimensionamento
  inadequado
• c) movimento irregular de condensados na linha
• d) sistemas de produção intermitentes.

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AGA 3 versão 1985...
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AGA 3 versão 1985...
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AGA 3 versão 1985...
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AGA 3 versão 1985...
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AGA 3 versão 1985...
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AGA 3 versão 1985...
39
AGA 3 versão 1992...

• A versão AGA3 de 1992 foi desenvolvida apenas
  para tomadas no flange. Assim, a versão de 1982
  deve continuar a ser utilizada para tomadas na
  tubulação.
• A nova versão é baseada no cálculo do coeficiente
  de descarga,
• que é calculado interativamente.
• Adicionalmente foi acrescentado novos parâmetros
  como a temperatura de medição da placa de
  orifício e da tubulação, para corrigir a variação
  das medidas desses elementos.
• O coeficiente de descarga recebeu muita ênfase na
  sua criação. Ele é função do número de Reynolds,
  localização das tomadas, diâmetro da tubulação e
  valor do beta.

40
AGA 3 versão 1992...

• Para o cálculo do coeficiente de descarga
  criou-se um banco de dados a partir de quatro
  diferentes fluídos (óleo, água. gás natural e ar)
  com diferentes fontes de impulso, em onze
  diferentes laboratórios, com doze diferentes
  tubulações e mais de cem placas de orifício de
  diferentes origens.
• Técnicos dos USA, Europa, Canadá e Japão
  trabalharam em conjunto para desenvolvimento de
  uma equação
• a partir do banco de dados.
• Essa correção foi o maior avanço na medição de
  vazão de gás desde 1985. O modelo matemático para
  o Coeficiente de Descarga é aplicável a maioria
  dos escoamentos ensaiados, compreendendo
  tubulações a partir de 2", com beta de 0,1 até
  0,75 (com o diâmetro do orifício maior que 0,45
  polegadas), e número de Reynolds maior ou igual a
  4000.

41
AGA 3 versão 1992...
Diferentemente da versão de 1985, a versão de
1992 foi dividida em quatro partes ? Parte 1
Equações gerais e incertezas ? Parte 2
Especificações e requisitos para instalação ?
Parte 3 Aplicações em Gás Natural ? Parte 4
Histórico, desenvolvimento, procedimento de
implementação e documentação para equação
empírica do Coeficiente de Descarga para tomadas
tipo flange.
42
AGA 3 versão 1992...

• Tolerâncias de concentricidade tinham sido
  definidas em 3 na AGA3 de 1985. A versão de 1992
  utiliza uma equação para calcular a máxima
  excentricidade permitida. O efeito da
  concentricidade é mais crítico para a incerteza
  do sistema que o próprio cálculo do coeficiente
  de descarga.
• A versão de 1992 da AGA3 se utiliza da AGA8 para
  o cálculo do fator de supercompressibilidade,
  portanto, a NX19 não deve ser utilizada nessa
  nova versão.
• Essa norma é aplicável para fluídos, que para
  propósitos práticos, são considerados limpos,
  homogêneos (fase simples), com comportamento
  Newtoniano, usando orifícios concêntricos,
  perpendiculares a tubulação e com tomadas nos
  flanges.
• A temperatura é assumida como constante entre as
  duas tomadas e na tomada de temperatura do
  elemento sensor.
• Escoamentos pulsantes, como na versão de 1985,
• devem ser evitados.
• O fluído não deve sofrer mudança de fase ao
  passar pelo orifício e a velocidade do escoamento
  deve ser subsônica.

43
AGA 3 versão 1992...

• O número de Reynolds deve ficar dentro dos
  limites estabelecidos nos coeficientes empíricos
  e nenhum desvio (by-pass) em torno do orifício
  deve ocorrer em qualquer tempo durante a medição.
• Condições "padrões" são definidas como as
  especificadas para a condição base. Essa condição
  é pressão de 14,73 psia e temperatura de 60F.
• Fluxos bidirecionais através do orifício requerem
  um configuração especial para o medidor e o uso
  de placas de orifício em situações não muito
  desejáveis. Uso desse tipo de configuração deve
  estar dentro dos limites definidos pela tabela
  2-4 da AGA 3 1992.
• O fluído sempre que estiver passando pelo
  orifício deve estar com o perfil totalmente
  desenvolvido, livre de distorções ou vórtices
  (esse é aliás o principal motivo porque as
  tomadas de temperatura devem ser efetuadas após a
  localização da placa de orifício).
• É recomendado o uso de trechos retos de
  tubulações antes e depois do orifício. Um bom
  guia de instalações pode ser encontrado na Parte
  2 da AGA 3.

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AGA 3 versão 1992...
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AGA 3 versão 1992...
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AGA 3 versão 1992...
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AGA 3 versão 1992...
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AGA 3 versão 1992...
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AGA 3 versão 1992...
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AGA 3 versão 1992...
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AGA 7 versão 1985...

• Um medidor de vazão tipo turbina é um dispositivo
  para medição de velocidade. Ele consiste
  basicamente de
• - um corpo
• - um mecanismo de medição
• - um dispositivo de leitura e saída.
• O fluxo de gás que percorre o interior do medidor
  causa uma rotação no rotor cuja velocidade é
  proporcional à vazão do gás.
• Idealmente a rotação é proporcional ao fluxo. Na
  realidade, a velocidade é uma função do tamanho
  da passagem interna, a forma dessa passagem, o
  projeto do rotor, os atritos no mecanismo, o
  arraste do fluído, o carregamento externo e a
  densidade do gás.

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AGA 7 versão 1985...

• Os fatores que afetam a performance de uma
  turbina são apresentados na Seção 5 do AGA 7.
  Sumariamente temos
• a) Efeito de turbilhonamento os medidores de
  turbina são projetados e calibrados com fluxo
  axial. Se o escoamento do gás tem vórtices perto
  da tomada de entrada do rotor, dependendo da
  direção, o rotor poderá aumentar ou diminuir a
  velocidade. "Comprador" ou "vendedor" podem
  perder.
• b) Efeito do perfil de velocidade se a
  instalação não segue as boas práticas
  recomendadas e um perfil de velocidade
  não-uniforme é observado na tomada de entrada, a
  velocidade do rotor para uma dada vazão será
  afetada. Tipicamente irá resultar numa maior
  velocidade do rotor. Desse modo menos gás irá
  atravessar o medidor do que o valor que será
  indicado. O "comprador" perde.

53
AGA 7 versão 1985...

• c) Efeito do arraste do fluído O arraste do
  fluído na pá, na extremidade e no cubo do rotor
  podem causar o deslizamento na sua velocidade
  ideal. Esse deslizamento é conhecido como uma
  função da ilimitada taxa de inércia para forças
  viscosas. Essa taxa é conhecida como número de
  Reynolds e o efeito do arraste é conhecido como
  efeito do número de Reynolds. Basicamente tem-se
  uma menor velocidade do rotor, então o
  "comprador" ganha.
• d) Efeito de arraste no mecanismo com o
  decréscimo da velocidade do rotor da sua condição
  ideal força a criação de forças relacionadas ao
  mecanismo e não ao fluído, tais como em
  engrenagens e no arraste do mecanismo de leitura.
  A quantidade desse arraste é função da vazão e da
  densidade. Por isso é conhecido como "efeito da
  densidade". Ele beneficia o "comprador".

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AGA 7 versão 1985...

• e) Repetibilidade tem-se obtido um valor de /-
  0,10 com 95 de confiabilidade em curtos
  períodos e de /- 0,15 dia-após-dia.
• f) Incerteza as turbinas para transferência de
  custódia devem ser definidas com incerteza melhor
  que /- 1 da faixa de vazão.
• g) Linearidade medidores de vazão tipo turbina
  são usualmente lineares numa larga faixa de
  vazão. Isso significa que o sinal de saída é
  proporcional a vazão.
• h) Perda de carga a perda de carga é atribuída a
  energia necessária para mover o mecanismo.
• i) Limites mínimos e máximos da vazão medidores
  tipo turbina tem uma faixa de vazão mínima e
  máxima para condições específicas.
• j) Pulsação geralmente a pulsação do fluxo irá
  causar uma rotação mais rápida do rotor, que irá
  resultar um erro em favor do "vendedor". Uma
  variação pico-a-pico de 10 na vazão média
  geralmente irá resultar num erro da ordem de
  0,25.

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AGA 7 versão 1985...
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AGA 7 versão 1985...
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AGA 7 versão 1985...
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AGA 7 versão 1985...
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AGA 7 versão 1985...
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AGA 7 versão 1985...
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Supercompressibilidade...

• No desenvolvimento das equações de gases é
  presumido usualmente que o gás tem um
  comportamento de gás ideal.
• Isso seria verdadeiro se o gás seguisse a lei de
  gases ideais ( PV nRT). Contudo, nem todos os
  gases são ideais,
• e de fato, nenhum é.
• Por essa razão foi desenvolvido um fator para
  corrigir a variação das características em função
  de diferentes condições. Uma dessas
  características é chamada de supercompressibilidad
  e.
• Em gases ideais a distância entre as moléculas é
  grande o suficiente para que influências da
  atração com outras moléculas seja desprezível.
  Quando as pressões crescem ou temperaturas
  decrescem, as moléculas se aproximam e o
  resultado é que o volume ocupado acaba sendo
  menor que o previsto pela lei dos gases ideais.

62
Supercompressibilidade...

• Para correção dessa mudança no volume previsto a
  lei dos gases ideais foi modificada. Uma vez que
  o gás é mais compressível ele irá ocupar um
  volume maior nas condições normais de pressão e
  temperatura. Esse fator de correção é a
  compressibilidade. A equação de gases ideais
  passou a ser PV ZnRT
• Em 1956 o comitê Pipeline Research lança o
  documento PAR Research Project NX19 com a base
  para aplicação do fator de supercompressibilidade
  AGA.
• Os limites básicos para aplicabilidade da NX19
  são
• pressão 0 até 5000 psig temperatura -40
  até 240F
• densidade específica 0,554 até 0,75
  moles de CO2 0 até 15
• moles de N2 0 até 15
• Observa-se que a equação da supercompressibilidad
  e é função da pressão, temperatura, densidade
  específica e
• dos moles percentuais de CO2 e N2.

63
EVOLUÇÃO

• Histórico
• Recomendações AGA e API
• Logs de Históricos, Eventos e Alarmes
• Memória de Dados e Parametrização
• Tecnologias de Medição
• Algoritmos AGA 3 / AGA 7
• Supercompressibilidade NX19 / AGA 8
• Parametrizando um AGA 3 / AGA 7
• Interface com Cromatografo
• Incertezas e Faixas de Medição
• Efeito da Pressão Atmosférica nas Medições de Gás
• Efeito dos Geradores de Pulsos nas Medições com
  AGA 7
• Automação de Sistemas com EGM
• Portaria ANP número 001

64
Histórico da Medição Fiscal...
65
Electronic Gas Measurement...

• A EGM - Electronic Gas Measurement somente foi
  viável com
• a) desenvolvimento de eletrônica de alta
  confiabilidade e baixo consumo de energia, que
  pudesse ser embarcada na instrumentação de campo
• b) novos algoritmos da AGA permitindo o
  estabelecimento das curvas de correlação dos
  fatores
• c) sensores mais precisos e estáveis
• d) regulamentações da FERC e API no final da
  década de 80.

66
Primeiros Sistemas Eletrônicos...
Os cálculos da vazão eramrealizados na central
!
67
Sistemas Atuais...
Os cálculos da vazão são realizados no campo !
68
Aplicações da EGM...

• Transmissão
• Estações de Medição
• Estações de compressão

• Distribuição
• Estações de redução
• Estações de medição
• Controle de Distritos
• Termoelétricas

• Produção
• Poços
• Separadores
• Tanques
• Estações de Medição
• Plantas de processamento de gás

69
Requisitos da Medição Fiscal...
70
Recomendações AGA e API...
American Gas Association recomendaos algoritmos
para obtenção da vazãoinstantânea corrigida
! Ex. AGA 3 / AGA 5 / AGA 7 / AGA 9American
Petroleum Institute recomendao que se deve fazer
com os valores da vazão instantânea corrigida
! Ex. Manual de Petróleo Capítulo 21
71
Logs de Históricos de Variáveis...
72
Logs de Eventos e Alarmes...
73
Memória de dados e Parametrização...
Salvar na
EEPROM
Area Reservada
(Flash)

Conf. Do Usuário
Variáveis do Sistema
Associação das E/S
Copia da Configuração
Conf. das E/S
Partida
Param. Comunicação
AGA
Programas de Fábrica
PID
Conf. dos Logs
- Sistema Operacional
Calibração das E.A.
- Funções (AGA, FST)
Parâm. do Sistema
- Conf. Padrão de Fábrica
Area Reservada
Programas do Usuário
Rotinas programáveis
- Gases Puros - Vapor.
- MODBUS
- HART
Area Reservada
Displays
Area Reservada
Logs Eventos e Alarmes
Area Reservada
FLASH
Base de Dados
Area Reservada
Programas do usuario
BATERIA DE BACK UP
RAM