ГОСТ Р ИСО 18132.2-2017 Газ природный сжиженный. Основные требования к автоматическим резервуарным уровнемерам. Часть 2. Уровнемеры в береговых резервуарах рефрижераторного типа (Переиздание)

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.