Утвержден и введен в действие
Приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от 25 апреля 2017 г. N 303-ст
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ГАЗ ПРИРОДНЫЙ СЖИЖЕННЫЙ
ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
К АВТОМАТИЧЕСКИМ РЕЗЕРВУАРНЫМ УРОВНЕМЕРАМ
ЧАСТЬ 1
АВТОМАТИЧЕСКИЕ РЕЗЕРВУАРНЫЕ УРОВНЕМЕРЫ ДЛЯ СЖИЖЕННОГО
ПРИРОДНОГО ГАЗА НА БОРТУ СУДОВ И ПЛАВУЧИХ ХРАНИЛИЩ
Liquefied natural gas. Basic requirements for automatic tank
gauges. Part 1. Automatic tank gauges for liquefied natural
gas on board marine carriers and floating storage
(ISO 18132-1:2011, Refrigerated hydrocarbon
and non-petroleum based liquefied gaseous fuels - General
requirements for automatic tank gauges - Part 1: Automatic
tank gauges for liquefied natural gas on board marine
carriers and floating storage, IDT)
ГОСТ Р ИСО 18132.1-2017
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 аутентичного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 4
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 024 "Метрологическое обеспечение добычи и учета углеводородов"
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25 апреля 2017 г. N 303-ст
4 Настоящий стандарт идентичен международному стандарту ИСО 18132-1:2011 "Охлажденные углеводородные и нефтяные сжиженные газообразные топлива. Общие требования к автоматическим резервуарным датчикам уровня. Часть 1. Автоматические резервуарные датчики для сжиженного природного газа на борту судов и плавучих хранилищ" (ISO 18132-1:2011 "Refrigerated hydrocarbon and non-petroleum based liquefied gaseous fuels - General requirements for automatic tank gauges - General requirements for automatic level gauges - Part 1: Automatic tank gauges for liquefied natural gas on board marine carriers and floating storage", IDT).
Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ Р 1.5 (подраздел 3.5)
5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). 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 (www.gost.ru)
Введение
Большие количества сжиженного природного газа (СПГ) транспортируются перевозчиками СПГ и продаются на основе статического измерения количества груза на борту с использованием автоматических резервуарных уровнемеров. Автоматическое измерение количества СПГ системой коммерческого учета (СКУ) включает в себя измерения параметров жидкости и пара, т.е. уровня жидкости, средних температур жидкости и пара и давления пара. Объем переданного СПГ вычисляется по таблице емкости резервуара. Переданное энергосодержание СПГ определяется на основе этого объема, а также плотности и теплотворной способности СПГ, рассчитанных на основе компонентного состава представительных проб СПГ.
Для обеспечения точного количественного определения СПГ при проведении коммерческих учетных операций измерение обычно проводят на борту перевозчика СПГ или плавучего хранилища, а не на береговых резервуарах. Уровень жидкости, выраженный в величинах заполненного или незаполненного объема резервуара, является одним из важнейших измеряемых параметров, который требуется для точного определения массы СПГ на борту судна.
1 Область применения
Настоящий стандарт устанавливает основные требования к точности, а также процедурам установки, калибровки и поверки автоматических резервуарных уровнемеров (АРУ), применяемых для коммерческого учета сжиженного природного газа (СПГ) на борту танкеров СПГ и плавучих хранилищ.
Рассматриваемый в настоящем стандарте СПГ - жидкость, находящаяся в криогенном состоянии под давлением, равным или близким к атмосферному.
Настоящий стандарт устанавливает также технические требования к процедурам сбора, приема и передачи данных. Конкретные технические требования к различным типам автоматических резервуарных уровнемеров, а также требования к пределам точности уровнемеров приведены в соответствующих приложениях.
2 Термины, определения и сокращения
2.1 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
2.1.1 автоматический резервуарный уровнемер; АРУ (automatic tank gauge; ATG): Прибор, постоянно измеряющий уровень жидкости (высоту уровня жидкости 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).
2.1.2 автоматическая резервуарная уровнемерная система; АРУС (automatic tank gauging system; ATG system): Система, включающая в себя АРУ на грузовых резервуарах и блок управления/индикации, обрабатывающий и отображающий выходные сигналы АРУ, а также любые другие параметры, необходимые для определения уровня жидкости, т.е. положения поверхности раздела жидкость/пар.
Примечание - АРУС способна вычислять объем СПГ в резервуарах, с помощью значений температуры и давления в грузовом резервуаре, проектных параметров и таблицы емкости резервуара.
2.1.3 АРУ емкостного типа (capacitance-type ATG): АРУ, использующий электроды, т.е. алюминиевые коаксиальные трубки, вертикально смонтированные в грузовых резервуарах для определения диэлектрической проницаемости СПГ и измеряющий тем самым уровень жидкости.
Примечание - Более подробное описание данного типа АРУ приведено в приложении C.
2.1.4 измерительная система коммерческого учета; ИСКУ (custody transfer measurement system; CTMS): Система, обрабатывающая входные данные от системы АРУ, термометров, манометров и др., предоставляющая информацию при операциях коммерческого учета СПГ на борту танкера СПГ или плавучего хранилища и генерирующая коммерческую учетную документацию.
Примечание - Система АРУ может быть составной частью ИСКУ.
2.1.5 АРУ поплавкового типа (float-type ATG): АРУ, использующий поплавок для измерения уровня жидкости.
Примечание - Поплавок управляется лентой или проводом, который связан с барабаном или храповиком в наружной части прибора, при этом измеренный уровень жидкости показывается локально и/или удаленно. Более подробное описание данного типа АРУ приведено в приложении D.
2.1.6 собственная погрешность, неустранимая погрешность (intrinsic error, inherent error): Погрешность АРУ, оцененная по сравнению с эталонным уровнемером при контролируемых условиях, установленных производителем.
2.1.7 АРУ радарного типа, АРУ микроволнового типа (radar-type ATG, microwave-type ATG): АРУ, использующий антенну для передачи электромагнитных непрерывных волн в направлении жидкости в резервуаре и для приема электромагнитных волн, отражающихся от поверхности жидкости.
Примечание - Более подробное описание данного типа АРУ приведено в приложении B.
2.2 Сокращения
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
АРУ - автоматический резервуарный уровнемер;
ИСКУ - измерительная система коммерческого учета;
ПУДХО - плавучая установка для добычи, хранения и отгрузки;
ПУХО - плавучая установка хранения и отгрузки;
СПГ - сжиженный природный газ.
3 Общие требования безопасности
3.1 Соответствие регламентам, стандартам и правилам по безопасности
В настоящем стандарте предполагается использование опасных материалов, операций и оборудования. В настоящем стандарте не рассматриваются все вопросы безопасности, связанные с его применением, и он не может заменять собой требования национальных или региональных стандартов по безопасности, рекомендованные соответствующими контролирующими органами и организациями. Ответственность за соблюдение соответствующих правил охраны труда и промышленной безопасности лежит на пользователе настоящего стандарта, равно как и определение применимости нормативных ограничений перед его использованием.
3.2 Безопасность оборудования
3.2.1 Общие требования
Все электрические компоненты АРУ при их использовании во взрывоопасных зонах должны соответствовать классификации указанных зон (см. МЭК 60079-0). Они должны соответствовать применяемым разделам национальных и/или международных стандартов по электробезопасности. Все АРУ следует поддерживать в безопасном рабочем состоянии. При работе с АРУ следует соблюдать инструкции по техническому обслуживанию, установленные производителем.
3.2.2 Механическая прочность
АРУ должны выдерживать давление, температуру, технологические режимы и условия окружающей среды, возможные при их эксплуатации.
Если АРУ установлен рядом с погружным насосом или в конечной части линии загрузки/выгрузки продукции в резервуаре, то необходимо применять надлежащие меры для предотвращения воздействия турбулентности или испарения (кипения) жидкости на АРУ, возникающих при операциях загрузки или выгрузки.
3.2.3 Герметичная конструкция
С целью уменьшения утечки газа (пара) из грузового резервуара АРУ должны быть сконструированы таким образом, чтобы точка ввода АРУ в резервуар имела герметичную конструкцию. Преобразователь или наружная часть АРУ, расположенные на палубе, должны быть сконструированы таким образом, чтобы минимизировать утечку газа (пара) из резервуара.
Для просмотра документа целиком скачайте его >>>
