Утвержден и введен в действие
Приказом Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии
от 4 мая 2017 г. N 353-ст
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ГАЗ ПРИРОДНЫЙ СЖИЖЕННЫЙ
ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
К АВТОМАТИЧЕСКИМ РЕЗЕРВУАРНЫМ УРОВНЕМЕРАМ
ЧАСТЬ 2
УРОВНЕМЕРЫ В БЕРЕГОВЫХ РЕЗЕРВУАРАХ РЕФРИЖЕРАТОРНОГО ТИПА
Liquefied natural gas. General requirements for automatic
level gauges. Part 2. Gauges in refrigerated-type
shore tanks
(ISO 18132-2:2008, Refrigerated light hydrocarbon
fluids - General requirements for automatic level gauges.
Part 2: Gauges in refrigerated-type shore tanks, IDT)
ГОСТ Р ИСО 18132.2-2017
ОКС 75.180.30
Дата введения
1 июля 2017 года
Предисловие
1 ПОДГОТОВЛЕН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 4
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 24 "Метрологическое обеспечение добычи и учета углеводородов"
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 4 мая 2017 г. N 353-ст
4 Настоящий стандарт идентичен международному стандарту ИСО 18132-2:2008 "Охлажденные легкие углеводородные жидкости. Общие требования к автоматическим датчикам уровня. Часть 2. Датчики в береговых резервуарах рефрижераторного типа" (ISO 18132-2:2008 "Refrigerated light hydrocarbon fluids - General requirements for automatic level gauges - Part 2: Gauges in refrigerated-type shore tanks", IDT).
Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ Р 1.5-2012 (пункт 3.5).
При применении настоящего стандарта рекомендуется использовать вместо ссылочных международных стандартов соответствующие им национальные стандарты Российской Федерации и межгосударственные стандарты, сведения о которых приведены в дополнительном приложении ДА
5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации". Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru).
Введение
Большие количества легких углеводородных жидкостей, состоящих из компонентов содержащих в основном от одного до четырех атомов углерода, хранятся и транспортируются оптовыми партиями при давлении, близком к атмосферному. Эти жидкости могут быть разделены на две основные группы: сжиженный природный газ (СПГ) и сжиженные углеводородные газы (СУГ).
В общем случае количество транспортируемых легких углеводородов определяется и регистрируется в объемных или массовых единицах с энергосодержанием, вычисленным в единицах калорийности. При использовании статических методов измерения уровень жидкости в резервуаре является одной из переменных, наиболее значительно влияющих на измерение.
В дополнение к измерению уровня для определения количества и энергосодержания легких углеводородов в наливном резервуаре для хранения необходимы следующие параметры:
a) калибровочная таблица резервуара;
b) состав и/или физические свойства сжиженных газов и паровой фазы;
c) давление пара, температура пара и жидкости;
d) объем жидкости в трубопроводах;
e) состояние клапанов соединительных линий.
Различные составляющие погрешности, которые влияют на определение количества, основанное на измерениях уровня жидкости, приведены в приложении А.
Измерение объема сжиженного природного газа в береговых резервуарах необходимо при следующих операциях:
a) эксплуатации резервуарного парка и технологическом контроле;
b) учете запасов углеводородов в резервуарах;
c) коммерческом учете углеводородов в береговых резервуарах на основании запроса заинтересованных сторон.
Настоящий стандарт устраняет техническую зависимость и гарантирует открытость рынка для всех новых участников этого производственного сектора.
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает общие требования к техническим характеристикам, установке и операциям калибровки/поверки автоматических резервуарных уровнемеров (АРУ), используемых для охлажденных легких углеводородных жидкостей, таких как, сжиженный природный газ (СПГ) и сжиженные углеводородные газы (СУГ), хранящихся в береговых наливных резервуарах для хранения при давлениях, близких к атмосферному.
1.2 Настоящий стандарт не распространяется на береговые наливные резервуары, находящиеся под избыточным давлением.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использована нормативная ссылка на следующий документ:
OIML R 85, Автоматические уровнемеры для измерения уровня жидкости в неподвижных резервуарах для хранения (OIML R 85, Automatic level gauges for measuring the level of liquid in fixed storage tanks)
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 автоматический резервуарный уровнемер АРУ (automatic tank gauge; ATG): Прибор, постоянно измеряющий уровень жидкости (высоту заполнения или высоту незаполненного пространства) в резервуарах.
Примечания
1 Автоматический резервуарный уровнемер обычно включает датчик уровня, преобразователь и сопряженные аппаратные средства, а в некоторых случаях локальный дисплей.
2 Автоматические резервуарные уровнемеры известны также как автоматические резервуарные измерители уровня (АРИУ).
3.2 нулевая отметка (datum level): Самый низкий уровень резервуара, который соответствует нулевому уровню и нулевому объему в калибровочной таблице резервуара.
3.3 опасная зона (hazardous area): Область, в которой присутствует или, как ожидается, будет присутствовать взрывоопасная газовоздушная смесь в количествах, требующих специальных предосторожностей при строительстве, установке и использовании аппарата по [4].
3.4 верхняя контрольная отметка (upper reference point): Четко установленный указатель на измерительном люке уровнемера, расположенный непосредственно над нулевой отметкой, указывающий максимальное значение уровня заполнения емкости.
Примечание - Как правило, верхней контрольной отметкой является верх монтажного фланца уровнемера, измеряющего высоту пустой части емкости.
3.5 реперная высота (reference height): Расстояние между верхней контрольной и нулевой отметками.
3.6 уровень жидкости (liquid level): Расстояние между поверхностью жидкости в резервуаре и нулевой отметкой.
Примечание - Часто вместо термина "уровень жидкости" используют термин "высота заполнения".
3.7 высота незаполненного пространства (ullage): Расстояние между поверхностью жидкости в резервуаре и верхней контрольной отметкой.
3.8 нижняя контрольная отметка (lower reference point): Наименьший измеряемый уровень, который может быть измерен АРУ, находящийся выше нулевой отметки.
3.9 общая погрешность (overall error): Суммарная погрешность измерений уровня, включающая собственную погрешность АРУ и погрешность, связанную с установкой и условиями эксплуатации АРУ.
3.10 собственная погрешность (intrinsic error): Погрешность АРУ, получаемая при тестировании в контролируемых условиях, установленных производителем.
4 Требования безопасности
4.1 Общие положения
При выборе и установке АРУ необходимо соблюдать требования международных стандартов, федеральных законов, правил безопасности и меры предосторожности при обращении с легкими углеводородными жидкостями. Кроме того, необходимо следовать особым рекомендациям, установленным производителями АРУ.
4.2 Меры предосторожности при работе с оборудованием
4.2.1 АРУ должны быть произведены и установлены в соответствии с действующими национальными и/или международными стандартами, например OIML R 85.
4.2.2 АРУ должны быть сертифицированы в соответствии с классом опасности зоны, в которой они будут установлены.
4.2.3 При работе АРУ следует соблюдать безопасные условия эксплуатации. Также необходимо проводить техобслуживание и выполнять требования руководства по эксплуатации АРУ.
5 Соответствие международным стандартам и правилам
В дополнение к требованиям данного стандарта АРУ должны соответствовать требованиям OIML R 85.
6 Технические требования к уровнемерам
Для просмотра документа целиком скачайте его >>>
