ГОСТ Р ИСО 18132.2-2017

     

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

OКC 75.180.30

Дата введения 2017-07-01

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).

________________

* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей. - Примечание изготовителя базы данных.

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 и межгосударственные стандарты, сведения о которых приведены в дополнительном приложении ДА

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ     

6 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Октябрь 2019 г.

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, Automatic level gauges for measuring the level of liquid in fixed storage tanks (Автоматические уровнемеры для измерения уровня жидкости в неподвижных резервуарах для хранения)

     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).