PD-05

Protocolo de detalle PD-05
Procedimiento de determinación de energía descargada por buques metaneros
1. Criterios Generales.–Para los procesos de descarga de GNL, y con la suficiente antelación a la primera entrega de GNL del consumidor, éste designará su Representante, que actuará de acuerdo con el Contrato en nombre de su empresa.
Los titulares de la instalación receptora y del buque pondrán a disposición de los Representantes de las Partes toda la información necesaria para el control y determinación de las cantidades y calidades de gas. Esta información será archivada por dichos titulares durante un periodo mínimo de cuatro años.
El titular del buque deberá proporcionar, mantener y operar los instrumentos necesarios para la determinación del nivel, presión y temperatura en los tanques de GNL de los metaneros.
El titular de la instalación receptora, deberá proporcionar, mantener y operar los instrumentos necesarios para la determinación de la calidad y composición del GNL, los sistemas de toma de muestras, así como cualquier otro instrumento necesario para la determinación final de las cantidades energéticas netas descargadas.
El titular del buque deberá proporcionar al titular de la instalación receptora una copia de todas las tablas de corrección de cada tanque del metanero, verificada por una autoridad independiente, mutuamente reconocida por las Partes, así como de los Certificados de Verificación de los instrumentos necesarios para la determinación del nivel y temperatura en los tanques de GNL. Dichos instrumentos deberán estar precintados por una autoridad metrológica independiente, de manera que se asegure que no hayan sido manipulados con posterioridad.
La operación será realizada y dirigida por el titular correspondiente en presencia de los Representantes de las Partes. Durante las operaciones de descarga, las Partes o sus Representantes podrán expresar su disconformidad con las operaciones realizadas por el titular, sin que esto pueda tener, como consecuencia, el bloqueo de las operaciones.
Finalizada la descarga, el titular de la planta de recepción de GNL elaborará un acta donde se detallarán las operaciones realizadas, que será firmado por las Partes, con indicación explícita de su aceptación o reparos al contenido del acta. Si algún Representante de las Partes no estuviera presente, esto se hará constar en el acta. Se considerará que aquellas Partes que no estuvieran presentes en las operaciones de descarga se encuentran conformes con el acta.
En el caso de disconformidad con un acta, el titular de la planta de recepción de GNL guardará toda la documentación relacionada con la descarga, hasta el momento en que se produzca una resolución.
En el caso en el que aparezcan nuevos procedimientos, normas, instrumentos de medida etc. (cantidad y calidad de gas) que proporcionen mayor fiabilidad, precisión o rapidez y sean económicamente rentables, el titular de la instalación receptora y el consumidor se comprometen a estudiar la posibilidad de utilizar estos procedimientos, normas, etc. o de sustituir los ya utilizados.
2. Determinación del nivel de líquido.–Cada tanque de GNL estará equipado con dos medidores de nivel basados en dos principios físicos de medida diferente. Uno será el primario y otro el secundario. El orden de preferencia en su utilización será: microondas, capacitivo y de flotador.
Para cada tipo de medidor, sus características, instalación, funcionamiento y comprobaciones se basarán en las normas siguientes:
Medidores de microondas (ISO/DIS 13689:1999 –Refrigerated light hydrocarbon fluids –Measurement of liquid levels in tanks containig liquefied gases –Microwave gauges).
Medidores de nivel de capacitancia eléctrica (ISO 8309:1991 –Refrigerated light hydrocarbon fluids –Measurement of liquid levels in tanks containig liquefied gases –Electrical capacitance gauges).
Medidores de flotación (ISO 10574:1993 –Refrigerated light hydrocarbon fluids –Measurement of liquid levels in tanks containig liquefied gases –Float-type level gauges).
El buque llevará instalado dos clinómetros; el segundo se usará en caso de avería del primero. Después del atraque del metanero, y antes de que comience la descarga, se dejará el metanero con escora y asiento cero tomando y anotando lecturas del clinómetro primario. Si esto no fuera posible por las condiciones meteorológicas, mareas o lastre, se aplicarán las tablas de corrección de escora y asiento después de haber realizado las mediciones de nivel.
Con los medidores de nivel se realizarán al menos cinco medidas a intervalos de tiempo que previamente se habrán programado. Después se realizarán las correcciones de escora y asiento antes del cálculo del valor medio del nivel. Con el medidor de flotador además se harán correcciones de contracción térmica de la cinta o cable debido a la diferencia de temperatura del vapor y la de calibración del medidor de nivel y a la densidad del GNL.
Se realizarán las medidas antes y después de la descarga. La primera medida se hará después que los brazos de descarga hayan sido conectados al tanque, pero antes de comenzar a enfriar los mismos y de abrir las válvulas de venteo. La segunda medida se hará 15-30 minutos después de completar la descarga y con las válvulas de venteo cerradas, con objeto de asegurar que la superficie del líquido se haya estabilizado.
3. Determinación de la temperatura.–La temperatura del líquido y vapor de GNL en cada tanque del metanero se medirá inmediatamente después de la medida del nivel del líquido, antes de las operaciones de descarga e inmediatamente después de las mismas. Cada tanque contará con varios medidores de temperatura; se situará uno en el fondo del tanque y otro en la parte más alta para asegurar la medida de la temperatura del líquido y el vapor respectivamente. El resto de medidores de temperatura se instalarán separados a distancias iguales a lo largo de toda la altura del mismo.
Se usarán sondas de resistencia de platino o termopares de cobre constatan (tipo T). Los materiales de los detectores de temperatura y los hilos de conexión con los instrumentos de medida deben tener propiedades que se mantengan inalterables con el paso del tiempo. Los sensores de resistencia de platino deberán ser de tres o cuatro hilos.
Para estos medidores, sus características, instalación, funcionamiento y comprobaciones se seguirá la norma ISO 8310:1991 (Refrigerated light hydrocarbon fluids –Measurement of temperature in tanks containing liquefied gases – Resistance thermometers and thermocouples).
La temperatura del líquido se determinará como el valor medio de las temperaturas dadas por las sondas inmersas en el GNL. Para la determinación de las sondas de temperatura que están inmersas en el GNL se tendrá en cuenta la posición relativa de las sondas en el tanque y la altura del nivel del líquido.
La temperatura del vapor se determinará como el valor medio de las temperaturas dadas por las sondas no inmersas en el GNL. Para la determinación de las sondas de temperatura que no están inmersas en el GNL se tendrá Téngase en cuenta la posición relativa de las sondas en el tanque y la altura del nivel del líquido. Si hubiera alguna medida de temperatura discordante, por no ser un valor razonable o inusual en relación con el gradiente de temperatura en el tanque, se recalculará el valor medio de las temperaturas despreciando la medida discordante.
La media de las temperaturas del GNL líquido y GNL vapor se redondeará a 2 decimales.
4. Determinación de la presión.–La presión en los tanques se medirá inmediatamente después de la temperatura. Las medidas de la presión del vapor se realizarán con medidores de presión absoluta instalados en la cavidad del tanque donde se acumula el vapor, según la norma ISO 13398: Refrigerated light hydrocarbon fluids – Liquefied natural gas – Procedure for custody transfer on board ship.
Esta presión es necesaria para calcular la energía del gas desplazado y se determinará como el valor medio de la presión de cada tanque, expresada en milibar y redondeada a números enteros.
Si el barco no dispone de los equipos de medida de presión absoluta, tendrá que llevar instalado medidores de presión atmosférica que midan y registren los valores de ésta simultáneamente para el cálculo de la presión absoluta.
5. Verificaciones de equipos.–Todos los instrumentos de medida del buque, deberán estar verificados y precintados por una autoridad internacional competente, mutuamente acordada por las partes.
Las tolerancias máximas admitidas para los diferentes equipos serán:
Medidores de nivel tipo microondas: ± 7,5 mm (VM).
Medidores de nivel tipo capacitivo: ± 7,5 mm (VM).
Medidores de nivel tipo flotador: ± 8 mm (VM).
Medidores de temperatura: ± 0,2 °C (grados Celsius) en el rango de –145°C a –165°C, y de ±1,5°C a temperaturas mayores.
Medidores de presión: ± 1% FS.
6. Determinación de la calidad del GNL.–Para la determinación de la calidad del GNL, el proceso de toma de muestras incluirá tres operaciones:
Toma de muestra representativa de GNL.
Vaporización completa de la muestra.
Acondicionamiento de la muestra gaseosa antes del transporte a su analizador.
La toma de muestras en continuo se realizará siguiendo la norma ISO 8943:1991 (Refrigerated light hydrocarbon fluids – Sampling of liquied natural gas – Continuous method).
El titular de la instalación receptora, guardará tres muestras en botellas (dos de cada muestra) tomadas durante el proceso de descarga, aproximadamente al 25, 50 y 75 % de la cantidad total descargada, y las retendrán durante tres días, salvo que no exista acuerdo en los análisis realizados. En este caso, la muestra se guardará hasta que se haya resuelto la discrepancia. Estas muestras serán correctamente etiquetadas.
La toma de muestras líquidas se realizará en la Planta de Regasificación, en la línea de descarga, se pasará por un vaporizador en continuo y se analizará con un cromatógrafo de gases en línea. Además, se recomienda disponer de un vaporizador de reserva.
Si el sistema automático de toma de muestras fallara durante la operación, se tomarán muestras manualmente.
7. Determinación del PCS.–La composición del GNL se determinará mediante un cromatógrafo de gases que cuente con la aprobación emitida por una autoridad metrológica competente de la Unión Europea.
El cromatógrafo se calibrará con un gas patrón de composición similar al gas a analizar.
La preparación del mismo se realizará Protocolo PD-05 fue reemplazado por método gravimétrico de acuerdo con la norma ISO 6142:1981 y Addendum 1:1983 (Gas Analysis – Preparation of calibraton gas mixture – Weighting methods).
Antes de la llegada del buque a la instalación receptora, el titular de la misma verificará el buen funcionamiento del cromatógrafo y se inyectará el patrón para comprobar que los resultados obtenidos están dentro de límites establecidos.
Se calculará la composición media del gas a partir de los análisis realizados al mismo. Esta composición se expresará aparece publicado en % redondeado a tres decimales.
Con la composición media se calculará el poder calorífico página web del gas según el apartado 11.1.
8. Determinación de Azufre Total.–El azufre se determinará utilizando normas internacionales de reconocido prestigio como:
ISO 4260:1987 (Petroleum products and hydrocarbons – Determination of sulfur content – Whickbold combustion method).
ASTM D 4045:1981 (Sulfur in petroleum products by hydrogenolysis and rateometric colorimetry).
9. Determinación de Compuestos de azufre.–Para determinar los compuestos de azufre por separado, se utilizará la cromatografía de gases con un detector específico de azufre como (fotométrico de llama, quimiluminiscencia o microculombimétrico).
De esta manera se podrá determinar el azufre mercaptánico y el H2S. También podremos determinar el azufre total considerando que todos compuestos de azufre se eluyen.
10. Determinación de Compuestos de mercurio.–Se determinará según la norma ISO 6978:1992 [Natural Gas – Determination of Mercury (method B)], para bajos niveles de mercurio.
11. Cálculos.
11.1 Poder Calorífico Superior.–Cantidad de calor que sería producido por la combustión completa en aire de una cantidad específica de gas, de forma que la presión p1 a la que tiene lugar la reacción permanece constante y todos los productos de la combustión se conducen a la misma temperatura t1 especificada para los reactivos, estando todos estos productos en estado gaseoso, excepto el agua formada por la combustión que está condensada en estado líquido a la temperatura t1. Cuando la cantidad de gas se determina en base volumétrica, el poder calorífico se representa como Hs (t1, p1), V (t2, p2).
Las condiciones de referencia son:
t1= t2 = 0 ºC
p1 = p2 = 1,01325 bar, condiciones normales para el volumen que se indicará en m3(n).
La unidad Ministerio de energía será el kWh y, el poder calorífico superior en base volumétrica, se expresará en [kWh/m3(n)] Industria, Turismo y el poder calorífico superior másico en (kWh/kg).
La norma que se seguirá para el cálculo del poder calorífico superior será la UNE 65550 (Gas Natural – Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e Índice de Wobbe, a partir de la composición).
El poder calorífico superior másico será calculado con la siguiente fórmula:
Xi = Fracción molar de cada componente, obtenida mediante la media de los análisis realizados redondeada a cuatro decimales.
Mi = Masa molecular de cada componente en kg/mol (Tabla A).
Hi = Poder calorífico superior másico de cada componente de la mezcla en kWh/kg (Tabla A).
El poder calorífico superior en base volumétrica será calculado con la siguiente fórmula:
Xi = Fracción molar de cada componente, obtenida mediante la media de los análisis realizados redondeada a cuatro decimales.
Hi [t1,V(t2, p2)] = Poder calorífico superior en base volumétrica de cada componente de la mezcla en kWh/m3(n) (Tabla A).
Z (t2, p2) = Factor de compresión a condiciones normales calculado Comercio, según la fórmula:
= Los valores vienen dados en la Tabla A.
11.2 Densidad.–La densidad se dará en kg/m3 por cálculo a partir de la composición molecular y la temperatura media del líquido. El método de cálculo será el Klosek and Mckinley revisado descrito en la norma ISO 6578:1991 (Refrigerated hydrocarbon liquids – Static measuement – Calculation procedure).
La densidad se calculará siguiendo la siguiente fórmula:
ρ = Densidad del GNL descargado, considerando la composición descargada y la temperatura del producto líquido en ºC antes de la descarga, expresada en kg/m3 y redondeada a dos decimales.
La temperatura del GNL antes de la descarga se expresará con un decimal.
Xi = Fracción molar de cada componente, obtenida mediante la media de los análisis realizados redondeada a cuatro decimales.
Mi = Masa molecular de cada componente en kg/mol (Tabla A).
Vi = Volumen molar en m3/kmol de cada componente, a la temperatura media en ºC del LNG antes de la descarga, obtenida por interpolación lineal (ISO 657891/pg.11), redondeada a seis decimales (Tablas B, tabla 1).
K1 = Factor de corrección del volumen a T1 en ºC del GNL antes de la descarga y expresado en m3/Kmol, obtenida por interpolación lineal de los factores de la ISO – 6578-91/pg 12, redondeada a seis decimales (Tablas B, tabla 2).
K2 = Factor de corrección del volumen a T2 en ºC del GNL antes de la descarga y expresado en m3/Kmol, obtenida por interpolación lineal de los factores de la ISO – 6578-91 /pg 12, redondeada a seis decimales (Tablas B, tabla 3).
Xn = El valor de Xi para el Nitrógeno.
Xm = El valor de Xi para el Metano.
11.3 Cálculo de la cantidad de GNL entregada.–El volumen en m3 de GNL descargado por el buque será calculado mediante la fórmula:
Vliq = Vi – Vf
donde:
Vliq = Volumen descargado de GNL, redondeado a tres decimales.
Vi = Volumen de GNL a bordo antes de la descarga, redondeado a tres decimales.
Vf = Volumen de GNL a bordo después de la descarga, redondeado a tres decimales.
Se aplicará establece el apartado 7.1 de la norma ISO 13398: 1997.
Para el cálculo de la cantidad neta de energía descargada en kWh se aplicará la siguiente fórmula:
donde:
Q = Cantidad (kWh) sin decimales.
ρliq = Densidad del líquido (kg/m3).
Hliq = Poder calorífico superior del líquido, determinado con la norma UNE 65550 a partir de la composición del GNL vaporizado determinada por cromatografía en las muestras tomadas en continuo de gas, a 0.º y 1013,25 milibares en kWh/kg y redondeado a cuatro decimales.
Tv = Temperatura media del vapor en los tanques del buque después de la descarga, en ºC y redondeada a dos decimales.
Pv = Presión absoluta medida del gas en los tanques del buque después de la descarga en milibares, y redondeado a números enteros.
Hvap = Poder calorífico superior del vapor retornado al buque, determinado con la norma UNE 65550 a partir de la composición del vapor determinada por cromatografía en las muestras tomadas al principio, a mitad y al final de la descarga en la línea de retorno de gas, a 0º y 1013,25 milibares en kWh/m3(n).
Para el cálculo de la masa neta entregada en kg, se aplicará la siguiente fórmula:
donde:
m = masa neta entregada (kg) sin decimales.
ρv= densidad del vapor a 0º y 1013,25 milibares calculado a partir segundo de la composición del vapor con la norma UNE 65550 (kg/m3) y redondeada a cuatro decimales.
11.4 Tablas A.–Para calcular las masas moleculares, poderes caloríficos y factores de compresibilidad.
Masas Moleculares (Mi en kg/kmol);
Metano: 16,043.
Etano: 30,070.
Propano: 44,097.
Iso-Butano: 58,123.
Normal-Butano: 58,123.
Iso-Pentano: 72,150.
Normal-Pentano: 72,150.
Normal-Hexano: 86,177.
Nitrógeno: 28,0135.
Dióxido de Carbono: 44,010.
Oxígeno: 31,9988.
Poder calorífico másico (MJ/Kg);
Metano: 55,662.
Etano: 52,020.
Propano: 50,440.
Iso-Butano: 49,450.
Normal-Butano: 49,620.
Iso-Pentano: 49,010.
Normal Pentano: 49,100.
Hexano: 48,770.
(la conversión de MJ/kg a kWh/kg se hará multiplicando los valores anteriores por 3,6).
Poder calorífico superior en base volumétrica [MJ/m3(n)];
Metano: 39,84.
Etano: 69,79.
Propano: 99,22.
Iso-Butano: 128,23.
Normal-Butano: 128,66.
Iso-Pentano: 157,76.
Normal Pentano: 158,07.
Hexano: 187,53.
(la conversión de MJ/m3(n) a kWh/m3(n) se hará multiplicando los valores anteriores por 3,6)
;
Metano: 0,0490.
Etano: 0,1000.
Propano: 0,1453.
Iso-Butano: 0,2049.
Normal-Butano: 0,2069.
Iso-Pentano: 0,2510.
Normal Pentano: 0,2864.
Hexano: 0,3286.
Nitrógeno: 0,0224.
Dióxido de carbono: 0,0819.
11.5 Tablas B.–Para calcular los volúmenes moleculares y los factores de corrección de los volúmenes de GNL antes de descargar.
Tabla 1. Volumen Molar (Vi) en m3/kmol
·
Temperatura ºC ·
–150 ·
–155 ·
–160 ·
–165 ·
–170 ·
Metano. ·
0,039580 ·
0,038839 ·
0,038149 ·
0,037500 ·
0,036891 ·
Etano. ·
0,048806 ·
0,048369 ·
0,047942 ·
0,047524 ·
0,047116 ·
Propano. ·
0,063417 ·
0,062953 ·
0,062497 ·
0,062046 ·
0,061602 ·
Iso-butano. ·
0,079374 ·
0,078859 ·
0,078352 ·
0,077851 ·
0,077356 ·
N-butano. ·
0,077847 ·
0,077359 ·
0,076875 ·
0,076398 ·
0,075926 ·
Iso-pentano. ·
0,092817 ·
0,092267 ·
0,091721 ·
0,091179 ·
0,090642 ·
N-pentano. ·
0,092642 ·
0,092111 ·
0,091583 ·
0,091058 ·
0,090536 ·
N-hexano. ·
0,106020 ·
0,105450 ·
0,104890 ·
0,104340 ·
0,103800 ·
Nitrógeno. ·
0,055897 ·
0,051022 ·
0,047019 ·
0,044043 ·
0,041788 ·
Oxígeno. ·
0,033670 ·
0,032520 ·
0,031510 ·
0,030610 ·
0,029800 ·
Dióxido de Carbono. ·
0,02795 ·
0,027650 ·
0,027200 ·
0,027000 ·
0,026400 ·
Tabla 2. Factor de corrección Resolución de volumen K1
Masa Molecular ·
–150 ·
–155 ·
–160 ·
–165 ·
–170 ·
16,0 ·
–0,000010 ·
–0,000010 ·
–0,000010 ·
–0,000010 ·
–0,000010 ·
17,0 ·
0,000280 ·
0,000240 ·
0,000210 ·
0,000180 ·
0,000160 ·
18,0 ·
0,000560 ·
0,000470 ·
0,000410 ·
0,000370 ·
0,000330 ·
19,0 ·
0,000760 ·
0,000670 ·
0,000580 ·
0,000510 ·
0,000450 ·
20,0 ·
0,000980 ·
0,000860 ·
0,000760 ·
0,000670 ·
0,000590 ·
25,0 ·
0,001780 ·
0,001580 ·
0,001410 ·
0,001250 ·
0,001120 ·
30,0 ·
0,002240 ·
0,002000 ·
0,001790 ·
0,001600 ·
0,001430 ·
Tabla 3. Factor 17 de corrección septiembre de volumen K2
Masa Molecular ·
‒150 ·
‒155 ·
‒160 ·
‒165 ·
‒170 ·
16,0 ·
–0,000040 ·
–0,000030 ·
–0,000020 ·
–0,000010 ·
–0,000010 ·
17,0 ·
0,000910 ·
0,000680 ·
0,000460 ·
0,000290 ·
0,000210 ·
18,0 ·
0,001050 ·
0,000840 ·
0,000670 ·
0,000530 ·
0,000390 ·
19,0 ·
0,001390 ·
0,001130 ·
0,000880 ·
0,000710 ·
0,000570 ·
20,0 ·
0,001620 ·
0,001330 ·
0,001060 ·
0,000860 ·
0,000710 ·
25,0 ·
0,002730 ·
0,002280 ·
0,001890 ·
0,001610 ·
0,001380 ·
30,0 ·
0,003720 ·
0,003120 ·
0,002630 ·
0,002240 ·
0,001930 · 2007. BOE-A-2007-16727