Capítulo 3

3. Capítulo 3 «Buques»
3.1 Inspección de buques.
Los buques que se utilicen para las descargas/cargas de GNL en las instalaciones de regasificación deberán haber superado satisfactoriamente los procedimientos de inspección (vetting) exigidos por una compañía de reconocido prestigio a nivel internacional, especializada en la evaluación de buques de transporte de GNL.
Las inspecciones serán efectuadas por inspectores que posean la acreditación OCIMF (Oil Companies International Marine Forum) para buques de transporte de GNL, siguiendo las pautas y estando disponibles a través del programa SIRE (Ship Inspection Report Programme).
La validez de las inspecciones para buques de menos de 5 años será de 18 meses, para buques con antigüedad comprendida entre 5 y 15 años, 12 meses y para buques de más de 15 años, 6 meses.
Si el buque ha cumplido 15 años, deberá haber pasado una inspección de clase en dique seco durante los últimos 36 meses.
Asimismo, los titulares de las plantas de regasificación podrán exigir a los contratantes de buques con 20 años o más desde su entrada en servicio la presentación de certificados adicionales de una sociedad de clasificación acerca del estado estructural del buque, tales como el CAP (Condition Assessment Programme) nivel 1 o 2, o similares que acrediten inspecciones específicas para buques de esta antigüedad, debiendo cada terminal publicar el detalle de sus requerimientos. La modificación de los requerimientos deberá ser anunciada con suficiente antelación.
En el caso de que se pretendan descargar/cargar buques que no hayan superado hasta la fecha ningún procedimiento internacionalmente reconocido de inspección, o bien, que hubieran sufrido alguna modificación importante posterior a la superación del mencionado procedimiento, la compañía comercializadora, transportista, o el consumidor directo en mercado contratante del buque, deberá facilitar la totalidad de la información solicitada tanto por el titular de la instalación de descarga/carga como por la compañía de inspección que vaya a realizar la evaluación del buque antes de que se proceda a la operación.
Además de los criterios de inspección indicados anteriormente, cada planta podrá establecer criterios adicionales de aceptación de acuerdo con los estándares internacionales marítimos.
En cualquier caso, la autorización definitiva para que un buque que haya pasado la inspección, amarre y descargue o cargue GNL en una planta de recepción, almacenamiento y regasificación, será otorgada por el titular de la planta. La compañía comercializadora, o consumidor directo en mercado, deberá iniciar los trámites con la antelación suficiente, no más tarde de 10 días antes de la fecha de la operación de buque, con objeto de que estos sean finalizados como paso previo a dicha operación.
No obstante, los buques consumidores de GNL que utilicen las instalaciones de regasificación para bunkering deberán haber superado satisfactoriamente los procedimientos de inspección y aceptación (vetting) exigidos por el operador de estas instalaciones, si los hubiera.
3.2 Estudios de compatibilidad.
En el caso de utilización de buques que no hayan descargado/cargado GNL previamente en la planta, y con el fin de poder analizar su compatibilidad con las terminales, dichas comercializadoras deberán suministrar todos los datos referentes a los buques que le sean solicitados por parte del titular de la instalación.
En función de estos datos se analizará la compatibilidad en lo referente, entre otros, y si aplica, a brazos de descarga, puntos de contacto con las defensas, número de puntos de amarre, posición del manifold y pasarela de acceso de tierra al buque, comprometiéndose el titular de la instalación a emitir el correspondiente informe en el plazo de 7 días hábiles desde la presentación por parte de la comercializadora del último documento de la información pertinente.
Dicho informe será provisional siendo entregado el definitivo una vez finalizada la primera operación de descarga/carga de GNL de manera satisfactoria.
3.3 Atraque seguro e instalaciones de descarga.
El titular de la instalación de descarga/carga deberá cumplir con las condiciones establecidas en las regulaciones internacionales estándar aceptadas en la industria del GNL; entre otras los siguientes:
– Iluminación suficiente, hasta los límites permitidos por las autoridades portuarias, que permita realizar las maniobras de acceso o abandono del muelle, de acuerdo con la reglamentación específica de cada puerto;
– Brazos de descarga/carga, tuberías y otros equipos necesarios para permitir las operaciones de GNL;
– Instalaciones para el retorno de vapor adecuados para mantener una presión operativa en los tanques de carga del buque dentro de los rangos operativos especificados para el buque;
– Acceso/s seguro/s para el personal del buque y el que acceda al mismo;
– Un sistema de comunicaciones que cumpla con las regulaciones aplicables y permita la comunicación con el buque en todo momento;
– Instalaciones que faciliten el suministro de nitrógeno a los buques metaneros.
3.4 Autorizaciones y servicios portuarios.
Será responsabilidad del buque o del agente que designe, obtener de la autoridad portuaria los correspondientes permisos de descarga/carga, siendo además de su responsabilidad la contratación de los servicios pertinentes para el atraque, entre otros: prácticos, remolcadores y amarradores, así como cumplir con los requisitos aduaneros establecidos.
3.5 Determinación de energía descargada/cargada transferida desde/a buques en plantas de regasificación.
La cantidad y calidad del GNL descargado/cargado se medirá de acuerdo con lo establecido en este capítulo.
3.5.1 Criterios generales.
Para los procesos de carga o descarga de GNL y, con la suficiente antelación a la primera operación del usuario, éste designará su representante, que actuará de acuerdo con el contrato en nombre de su empresa. En el caso de que la operación de carga o descarga sea compartida por varios usuarios, estos designarán un único representante para que actúe en nombre de todos ellos. Los usuarios notificarán por escrito a los titulares de la planta de regasificación la designación de sus representantes y cualquier cambio de ellos.
Así mismo, podrán designar un inspector independiente de acuerdo con su suministrador para supervisar y verificar las mediciones, muestreo y análisis del GNL descargado/cargado. El coste de esta inspección será asumido por las compañías que compartiesen dicho cargamento.
Los titulares de la planta de regasificación 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 el titular de la planta de regasificación y por el usuario durante un período mínimo de cuatro años.
La determinación de las cantidades transferidas en una operación de carga/descarga a través de brazos se realizará mediante la utilización de los sistemas de medida del buque, teniendo en cuenta lo establecido en el apartado 3.5.9.1, y en caso de no disponibilidad, ausencia de estos o si las partes así lo acuerdan, se utilizarán los sistemas de medida de la terminal.
Para las operaciones de carga que se realicen a través de mangueras flexibles, la determinación de las cantidades transferidas se realizará mediante los sistemas de medida instalados en la planta y en caso de no disponibilidad, ausencia de estos o si las partes así lo acuerdan, se utilizarán los sistemas de medida del buque.
Independientemente del método empleado, la calidad del GNL y del vapor se determinará mediante análisis cromatográfico en planta o a través de nuevas tecnologías que puedan aparecer en el mercado.
En los anexos 1, 2 y 3 se incluyen los documentos que recogen los informes tipo de descarga y de carga con el listado de información a archivar en relación con el control y determinación de la cantidad y calidad del GNL.
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 buques.
El titular de la planta de regasificación deberá proporcionar, mantener y operar los instrumentos necesarios para la determinación de la calidad y composición del GNL y de vapor, los sistemas de toma de muestras, así como cualquier otro instrumento necesario para la determinación final de las cantidades energéticas netas cargadas o descargadas.
El titular del buque, antes de cualquier operación de carga o descarga, deberá poner a disposición del titular de la planta de regasificación las tablas de corrección de cada tanque del buque, verificadas por una autoridad independiente mutuamente reconocida por las partes, así como los Certificados de Verificación de los instrumentos necesarios para la determinación del nivel, temperatura y presión en los tanques de GNL. Dichos instrumentos deberán estar precintados por la misma autoridad que concedió el primer certificado de calibración o posterior tras verificaciones periódicas, de manera que se asegure que no hayan sido manipulados con posterioridad.
En el caso de que la planta de regasificación disponga de una instalación con medida dinámica de GNL y vapor para carga de buques, antes de cualquier operación en la que vaya a ser utilizada, el titular de la planta deberá poner a disposición del representante del usuario y/o al titular del buque los Certificados de Calibración/Verificación de los equipos e instrumentos necesarios para la determinación del flujo y la Aprobación de Tipo de Sistema de Medida que indique la regulación en vigor. Dichos equipos e instrumentos deberán estar precintados por una autoridad metrológica competente, 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 carga o 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 operación, el titular de la planta de regasificación de GNL elaborará el informe de las cantidades cargadas o descargadas, donde se detallarán, además de los datos obtenidos, el proceso de cálculo de éstas. Antes de la salida del buque, dicho informe se firmará por duplicado por las partes, con indicación explícita de su aceptación o los reparos a su contenido. En caso de solicitud por parte del buque o el comercializador de un early departure, la planta de regasificación podrá autorizar éste siempre que el representante del usuario se encuentre presente y haya dado su conformidad y se disponga de toda la información necesaria para el cálculo de la energía transferida en la operación, así como de otros documentos, si los hubiera, que requieran presencia física a la hora de ser firmados. Si el representante del usuario no estuviera presente en las operaciones de carga o descarga, esto se hará constar en el informe y se considerará que el usuario se encuentra conforme con dicho informe.
La energía cargada/descargada a tener en cuenta en dicho informe será siempre la calculada por la planta de regasificación mediante los equipos disponibles, salvo que las partes implicadas acuerden lo contrario.
En caso de disconformidad con el informe, el titular de la planta de regasificación, así como el representante del usuario, guardarán toda la documentación relacionada con la operación, hasta el momento en que se produzca una resolución.
En el caso en el que aparezcan nuevos procedimientos, normas o instrumentos de medida, de cantidad o calidad de gas, que proporcionen mayor fiabilidad, precisión o rapidez y sean económicamente rentables, el titular de la planta de regasificación y el usuario se comprometen a estudiar la posibilidad de utilizar estos procedimientos, normas o instrumentos o de sustituir los ya utilizados.
Derivado del punto anterior, se podrán actualizar los informes tipo que se incluyen en los anexos 1, 2 y 3 para que toda la información y procedimientos utilizados para la determinación de la cantidad cargada o descargada quede recogida.
Todas las normas, así como el LNG Custody Transfer Handbook, que apliquen en el presente procedimiento corresponderán a sus últimas revisiones.
3.5.2 Consideraciones sobre la posición del buque para el inicio de la operación de carga o descarga.
En el caso de que la determinación de las cantidades transferidas se realice mediante la utilización de los medidores de nivel del buque es necesario tener en cuenta las siguientes consideraciones:
Después del atraque del buque, y antes de que comience la operación de carga o descarga, se dejará el buque con escora y asiento «cero» tomando y anotando lecturas del clinómetro. Para ello el buque llevará instalados dos clinómetros; el secundario se usará en caso de avería del primario. Igualmente, se tomarán las lecturas de las marcas de los calados, si es posible desde el muelle y, si no, desde los indicadores de tele-calado del control de carga del buque.
Si por cualquier motivo no fuera posible mantener el buque con escora y asiento cero en el momento de realizar las mediciones, se aplicarán a las medidas obtenidas, cuando proceda, las tablas de corrección por escora y asiento (tablas de calibración) del buque.
Al objeto de determinar la energía cargada o descargada por los buques se realizarán dos mediciones, antes y después de la operación de carga o descarga, de los parámetros físicos básicos que influyen en la cantidad de energía (nivel de líquido en los tanques, temperatura del líquido, temperatura del vapor, presión del vapor).
La primera medida se hará después de que los brazos de carga/descarga o mangueras flexibles, hayan sido conectados al buque y antes de empezar a enfriarlos y abrir las válvulas de venteo.
La segunda medida se hará 15-30 minutos después de completar la operación y con los brazos de carga/descarga o mangueras flexibles conectados y las válvulas de venteo cerradas, con objeto de asegurar que la superficie del líquido se haya estabilizado.
3.5.3 Operación de purga de gas inerte (gassing-up) y puesta en frío de buques (cooling down).
3.5.3.1 Operación de gassing-up.
Para llevar a cabo la operación de gassing-up se empleará el GNL almacenado en los tanques de las plantas de regasificación. Esta operación podrá estar limitada debido a la atmósfera que contenga el buque.
La determinación de la energía transferida durante la operación se realizará de acuerdo con lo establecido en el LNG Custody Transfer Handbook.
Esta medida de energía transferida y la calidad del GNL serán recogidas, como mínimo, en el informe correspondiente.
La calidad del gas que se utilizará para contabilizar la energía consumida durante la operación será la del GNL cargado desde la planta de regasificación y será determinada mediante los análisis realizados por el cromatógrafo instalado en las líneas de carga/descarga.
3.5.3.2 Operación de puesta en frío (cooling down).
La operación se realiza mediante la vaporización de GNL a través de los pulverizadores (nozzles) situados en la parte superior de cada uno de los tanques del buque.
La determinación de la energía transferida durante la operación descrita anteriormente se realizará de acuerdo con lo establecido en el LNG Custody Transfer Handbook.
Esta energía transferida junto con la calidad del GNL será recogida, como mínimo, en el informe correspondiente.
Una vez alcanzadas las condiciones de enfriamiento de los tanques del buque, la determinación de la energía transferida, correspondiente al talón del buque definido en la legislación vigente, se realizará como una operación de carga.
La calidad del gas que se utilizará para contabilizar la energía consumida durante la operación de enfriamiento será la del GNL cargado desde la planta de regasificación y determinada mediante los análisis realizados por el cromatógrafo instalado en las líneas de carga/descarga.
3.5.4 Determinación del nivel de líquido en los tanques.
Cada tanque de GNL del buque estará equipado con dos medidores de nivel independientes, el primario y el secundario. El orden de preferencia en su utilización como primario será: microondas, capacitivo y de flotador.
En caso de avería o fallo del primario, se utilizará el sistema secundario. Si fuera necesario utilizar el secundario al iniciar la operación, el resto de las medidas se realizarán con dicho sistema, aunque el primario haya sido reparado antes de finalizar la operación.
Para cada tipo de medidor, sus características, tolerancias, instalación, funcionamiento y comprobaciones se basarán en la norma ISO 18132 Refrigerated hydrocarbon and non-petroleum based liquefied gaseous fuels – General requirements for automatic tank gauges.
Tanto en la medida inicial como en la final, para cada uno de los tanques se realizarán, con los medidores de nivel, al menos dos medidas a intervalos de tiempo superiores a dos minutos, tomándose el valor medio aritmético de dichas medidas, redondeado al número entero en mm.
Al valor obtenido para cada uno de los tanques, de ser necesario, se aplicará su correspondiente corrección de escora y/o asiento. Si para la obtención de las medidas se hubiese utilizado un medidor de flotador, además, se harán las correcciones correspondientes por contracción térmica de la cinta o cable que lo sustenta debido a la diferencia de temperatura del vapor y la de calibración del medidor de nivel y por la densidad del GNL.
Al final de todas estas correcciones, se redondeará a número entero en mm, si fuese necesario.
3.5.5 Determinación de la masa/volumen del GNL y vapor mediante medidores de flujo.
La determinación de la masa/volumen del GNL y de vapor se realizará mediante medidores de caudal másico (tipo Coriolis) o medidores de caudal volumétrico (tipo ultrasónicos) instalados en las líneas de transferencia entre la planta y el buque, junto con su instrumentación asociada.
El cálculo de totalización de la masa/volumen se realizará en un computador de caudal, a partir de las lecturas del medidor de caudal e instrumentos asociados, o mediante otro dispositivo/aplicación en función de los sistemas que disponga la planta.
Los caudales másicos y volumétricos se expresarán en kg/h y m3/h respectivamente, con dos cifras decimales.
La medida totalizada en masa se expresará en kg sin decimales, y el totalizado en volumen se expresará en metros cúbicos, redondeado a tres decimales.
Los caudalímetros para GNL se podrán calibrar con agua o en condiciones criogénicas y los de vapor con aire en condiciones atmosféricas, en un laboratorio acreditado por la norma UNE-EN ISO/IEC 17025:2017: Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y calibración. La configuración deberá incluir las correcciones para su aplicación en condiciones criogénicas.
El control metrológico según el anexo XII del Real Decreto 244/2016, de 3 de junio, aplicará a los sistemas de medida dinámica de transferencia de GNL entre buque y planta.
Los caudalímetros para la medida de vapor no requieren una certificación de un organismo notificado como instrumentos individuales. En el caso de que estos medidores formen parte de un sistema conjunto con la medida GNL, podrán ser incluidos en dicho sistema para la certificación del sistema de medida en su conjunto.
3.5.6 Determinación de la temperatura del líquido y del vapor de GNL en los tanques.
La temperatura del líquido y vapor de GNL en cada tanque del buque se medirá inmediatamente después de la medida del nivel del líquido, antes de las operaciones de carga o descarga e inmediatamente después de éstas. Cada tanque contará con varios medidores de temperatura, situándose uno en el fondo del tanque y otro en la parte más alta para asegurar la medida de la temperatura del líquido y del vapor respectivamente. El resto de los medidores de temperatura se instalarán separados a distancias iguales a lo largo de toda la altura del tanque.
Sus características, instalación, funcionamiento y comprobaciones cumplirán con los requisitos establecidos para medidores de Clase A, en la norma ISO 8310 Refrigerated hydrocarbon and non-petroleum based liquefied gaseous fuels – General requirements for automatic tank thermometers on board marine carriers and floating storage.
La temperatura del líquido en cada tanque se determinará como el valor medio aritmético de las temperaturas dadas por las sondas de temperatura inmersas en el GNL de dicho tanque. Las temperaturas y su valor medio se redondearán a dos cifras decimales en grados Celsius.
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 líquido se determinará de acuerdo con la siguiente expresión:
Siendo Vk y Tk el volumen (m3 con tres decimales) y la temperatura (°C con dos decimales), respectivamente, del líquido en cada tanque. El resultado se redondeará a dos decimales.
La temperatura del vapor se determinará como el valor medio aritmético de las temperaturas dadas por las sondas no inmersas en el GNL, en grados Celsius redondeado a dos decimales.
Para la determinación de las sondas de temperatura que no 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. 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.
3.5.7 Determinación de la presión.
La presión en los tanques del buque 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 10976 Refrigerated light hydrocarbon fluids – Measurement of cargoes on board LNG carriers.
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 instalados medidores de presión atmosférica que midan y registren los valores de ésta simultáneamente para el cálculo de la presión absoluta.
3.5.8 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 Refrigerated light hydrocarbon fluids – Sampling of liquefied natural gas – Continuous and intermittent methods.
La toma de muestras se realizará de acuerdo con:
– Hasta 3.000 m3 de GNL de volumen transferido no será necesario tomar ninguna muestra.
– Para el resto de las operaciones, el número de toma de muestras se determinará en función del tiempo previsto para llevarlas a cabo, siendo necesario tomar una muestra por cada 3 horas de duración, con un máximo de 3 muestras por operación.
El titular de la planta de regasificación guardará en botellas las muestras, cada una por duplicado, tomadas de forma uniforme en el tiempo durante el proceso de carga o descarga en función de la cantidad total cargada/descargada, y las retendrá hasta que haya sido firmado el Informe de Carga/Descarga con acuerdo de ambas partes. En caso de que no exista acuerdo en los análisis realizados, estas muestras se guardarán a disposición de la autoridad metrológica competente, correctamente etiquetadas y debidamente precintadas por ambas partes, hasta que se haya resuelto la discrepancia.
La toma de muestras líquidas se realizará en la planta de regasificación, en la línea de descarga/carga, 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 no hubiese muestras debido al fallo del equipo de toma de muestras, o se considerase que, debido a las condiciones de operación, éstas no son representativas, la calidad del GNL se determinará por mutuo acuerdo entre las partes.
En caso de fallo de los cromatógrafos principal y de reserva (si existe), se podrán utilizar, previo acuerdo con el representante del usuario, otros cromatógrafos secundarios situados en la planta de regasificación, para lo cual se realizará un proceso de toma de muestras manual.
3.5.8.1 Determinación de la composición del GNL y del vapor.
La composición del GNL y del vapor, 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 que asegure que la precisión del equipo corresponde con la de la aprobación emitida por dicha autoridad.
La preparación del gas patrón se realizará por método gravimétrico de acuerdo con la norma ISO 6142 Gas Analysis – Preparation of calibration gas mixtures – Gravimetric method.
Antes de la llegada del buque a la planta de regasificación, el titular de ésta, en presencia del representante del usuario, verificará el buen funcionamiento del cromatógrafo. Se inyectará el gas patrón para comprobar que los resultados obtenidos están dentro de las tolerancias permitidas. Si el representante del usuario no estuviera presente durante la verificación, se hará constar en el acta.
Se calculará la composición media del gas a partir de los análisis realizados al mismo. Para calcular la composición media a partir de los análisis realizados se eliminarán, por acuerdo de las partes, aquellos claramente anómalos y obtenidos en condiciones de operación no estacionaria; en cualquier caso, se eliminarán aquellos análisis cuya concentración de metano se desvíe más de un 2 % del valor medio. Esta composición se expresará en % redondeado a tres decimales.
3.5.8.2 Determinación de compuestos de azufre.
El azufre se determinará utilizando normas internacionales aceptadas como:
– UNE-EN ISO 19739:2006/AC:2009: Gas Natural. Determinación de compuestos de azufre mediante cromatografía de gases.
– ASTM D 5504.
3.5.8.3 Determinación de compuestos de mercurio.
Se determinará según las normas UNE-EN ISO 6978-1:2006: Gas natural. Determinación del contenido de mercurio. Parte 1: Toma de muestras de mercurio por quimioabsorción en yodo, y UNE-EN ISO 6978-2:2006: Gas natural. Determinación del contenido de mercurio. Parte 2: Toma de muestras de mercurio por amalgama sobre aleación de oro/platino.
3.5.8.4 Calibración, preparación y verificación de los equipos de cromatografía.
El cromatógrafo se calibrará, antes de cada carga o descarga, con un gas patrón que asegure que la precisión del equipo corresponde con la de la aprobación emitida por la autoridad metrológica.
La preparación del gas patrón se realizará por método gravimétrico de acuerdo con la norma ISO 6142 Gas Analisys – Preparation of calibration gas mixtures – Gravimetric method.
Antes de la llegada del buque a la planta de regasificación, el titular de ésta, en presencia del representante del usuario, verificará el buen funcionamiento del cromatógrafo. Se inyectará el gas patrón para comprobar que los resultados obtenidos están dentro de las tolerancias permitidas.
Esta operación se repetirá a la finalización de la carga o descarga. Si el representante del usuario no estuviera presente durante la verificación se hará constar en el acta.
3.5.8.5 Toma de muestras del GNL.
En los casos en los que se haya requerido una toma de muestras, se retendrán hasta que haya sido firmado el informe de carga/descarga con acuerdo por ambas partes.
En caso de que no exista acuerdo en los análisis realizados, estas muestras se guardarán a disposición de la autoridad metrológica competente, correctamente etiquetas y debidamente precintadas por ambas partes, hasta que se haya resuelto la discrepancia.
3.5.9 Cálculos.
3.5.9.1 Determinación de la energía cargada o descargada utilizando la medida de nivel en el buque.
Cálculo del volumen de GNL cargado o descargado.
El volumen de GNL cargado o descargado por un buque será la suma del volumen de GNL cargado/descargado en cada tanque del buque.
El volumen del GNL cargado o descargado en cada tanque del buque se calculará por diferencia entre los niveles inicial y final del líquido en el tanque, obtenidos de acuerdo con este capítulo y a partir de las tablas de calibración de cada tanque.
En las operaciones de carga el volumen anteriormente calculado podrá corregirse para tener en cuenta el efecto de la variación de temperatura del talón del buque tal y como recoge el LNG Custody Transfer Handbook.
El volumen irá expresado en m3, redondeado a tres decimales.
Cálculo del Poder Calorífico Superior másico.
Se calculará de acuerdo con la norma UNE-EN ISO 6976:2017: Gas natural. Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice de Wobbe a partir de la composición, utilizando el valor de la temperatura de referencia de los humos de combustión establecida en el capítulo 2.
Para obtener el valor en kWh/kg se dividirá el valor en MJ/kg redondeado a tres decimales entre 3,6. Se redondeará este resultado a tres decimales.
Cálculo de la densidad del GNL.
La densidad del GNL se expresará en kg/m3, redondeada a tres decimales, por cálculo a partir de la composición molecular y la temperatura media del líquido inicial, en caso de descarga, y la final en caso de carga. El método de cálculo será el descrito en la norma UNE 60555:2024: Gas natural licuado (GNL). Medición estática. Procedimiento de cálculo de las cantidades transferidas.
Cálculo del vapor retornado.
Para el cálculo del vapor retornado, se utilizará:
a) En el caso de descarga: temperatura del vapor después de la operación, presión final y composición del vapor.
b) En el caso de carga: temperatura de vapor inicial, presión inicial y composición del vapor.
El poder calorífico superior volumétrico se calculará de acuerdo con la norma UNE-EN ISO 6976:2017: Gas natural. Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice de Wobbe a partir de la composición, redondeado a tres cifras decimales y a la temperatura de referencia de los humos de combustión establecida en el capítulo 2.
Para el cálculo del volumen de vapor retornado, expresado en condiciones normales, se considerará un comportamiento ideal del vapor, y se utilizarán las condiciones de referencia establecidas en estas NGTS, tomando como volumen bruto el volumen de líquido desplazado.
Para determinar la composición del vapor se utilizará preferentemente el primero de los métodos indicados a continuación:
a) Toma de muestras en la línea de vapor, utilizando un método de análisis cromatográfico de la muestra.
b) Empleo de una composición fija de vapor para obtener un poder calorífico superior fijo u otra alternativa establecida en el LNG Custody Transfer Handbook.
Cálculo de las cantidades entregadas.
Para el cálculo de la energía y la masa entregada se utilizará la Norma UNE 60555:2024: Gas natural licuado (GNL). Medición estática. Procedimiento de cálculo de las cantidades transferidas, y las recomendaciones recogidas en el LNG Custody Transfer Handbook.
El resultado de energía se expresará en kWh, sin decimales. El resultado de las mediciones de masa se expresará en kg, sin decimales.
3.5.9.2 Determinación de la energía cargada utilizando medidores de flujo.
Cálculo del volumen/masa del GNL cargado y del vapor retornado.
La determinación del volumen/masa del GNL y del vapor transferido en una carga se realizará por diferencia entre las lecturas de volumen o masa totalizada al inicio y al final de la operación, obtenidas de los caudalímetros o del computador de caudal, en función de los equipos de que disponga la planta.
El volumen se expresará en m3, redondeado a tres decimales. La masa se expresará en kg sin decimales.
Cálculo del Poder Calorífico Superior másico.
Se calculará de la misma forma que lo establecido en el apartado 3.5.9.1.
Cálculo de la densidad del GNL.
La densidad del GNL se determinará en kg/m3, redondeada a tres decimales, a partir de la composición molar y la temperatura media del GNL en la línea de transferencia entre buque y planta o, en su defecto, la obtenida en el buque al final de la carga. El método de cálculo será el descrito en la norma UNE 60555:2024: Gas natural licuado (GNL). Medición estática. Procedimiento de cálculo de las cantidades transferidas.
Cálculo del Poder Calorífico Superior volumétrico.
El poder calorífico se calculará de acuerdo con la norma UNE-EN ISO 6976:2017: Gas natural. Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice de Wobbe a partir de la composición, redondeado a tres decimales y a la temperatura de referencia de los humos de combustión establecida en el capítulo 2.
Para determinar la composición del vapor se utilizará preferentemente el primero de los métodos indicados a continuación:
a) Toma de muestras en la línea de vapor, utilizando preferentemente un método de análisis cromatográfico de la muestra.
b) Empleo de una composición fija de vapor para obtener un poder calorífico superior fijo u otra alternativa establecida en el LNG Custody Transfer Handbook.
Cálculo de las cantidades entregadas.
Para el cálculo de la energía y masa entregada se utilizará lo establecido en el LNG Custody Transfer Handbook. («vetting») exigidos por una compañía de reconocido prestigio a nivel internacional, especializada en la evaluación de buques de transporte de GNL.
Las inspecciones serán efectuadas por inspectores que posean la acreditación OCIMF («Oil Companies International Marine Forum») para buques de transporte de GNL, siguiendo las pautas y estando disponibles a través del programa SIRE («Ship Inspection Report Programme»).
La validez de las inspecciones para buques de menos de cinco años será de dieciocho meses, para buques con antigüedad comprendida entre cinco y quince años, doce meses y para buques de más de quince años, seis meses.
Si el buque ha cumplido quince años, deberá haber pasado una inspección de clase en dique seco durante los últimos treinta y seis meses.
Asimismo, los titulares de las plantas de regasificación podrán exigir a los contratantes de buques con veinte años o más desde su entrada en servicio la presentación de certificados adicionales de una sociedad de clasificación acerca del estado estructural del buque, tales como el CAP («Condition Assessment Programme») nivel 1 o 2, o similares que acrediten inspecciones específicas para buques de esta antigüedad, debiendo cada terminal publicar el detalle de sus requerimientos. La modificación de los requerimientos deberá ser anunciada con suficiente antelación.
En el caso de que se pretendan descargar/cargar buques que no hayan superado hasta la fecha ningún procedimiento internacionalmente reconocido de inspección, o bien, que hubieran sufrido alguna modificación importante posterior a la superación del mencionado procedimiento, la compañía comercializadora, transportista, o el consumidor directo en mercado contratante del buque, deberá facilitar la totalidad de la información solicitada tanto por el titular de la instalación de descarga/carga como por la compañía de inspección que vaya a realizar la evaluación del buque antes de que se proceda a la operación.
Además de los criterios de inspección indicados anteriormente, cada planta podrá establecer criterios adicionales de aceptación de acuerdo con los estándares internacionales marítimos.
En cualquier caso, la autorización definitiva para que un buque que haya pasado la inspección, amarre y descargue o cargue GNL en una planta de recepción, almacenamiento y regasificación, será otorgada por el titular de la planta. La compañía comercializadora, o consumidor directo en mercado, deberá iniciar los trámites con la antelación suficiente, no más tarde de diez días antes de la fecha de la operación de buque, con objeto de que estos sean finalizados como paso previo a dicha operación.
No obstante, los buques consumidores de GNL que utilicen las instalaciones de regasificación para «bunkering» deberán haber superado satisfactoriamente los procedimientos de inspección y aceptación («vetting») exigidos por el operador de estas instalaciones, si los hubiera.
Los buques de bunkering de hasta 10.000 m³ podrán tener un único medidor de nivel en cada tanque, cuando cuenten además con un sistema de medida dinámico externo al tanque. Para ello, será necesario que el sistema esté certificado por la autoridad metrológica competente (certificación europea MID –Measuring Instruments Directive– o sus equivalentes internacionales) y que exista un acuerdo entre las partes.
3.2 Estudios de compatibilidad.
En el caso de utilización de buques que no hayan descargado/cargado GNL previamente en la planta, y con el fin de poder analizar su compatibilidad con las terminales, dichas comercializadoras deberán suministrar todos los datos referentes a los buques que le sean solicitados por parte del titular de la instalación.
En función de estos datos se analizará la compatibilidad en lo referente, entre otros, y si aplica, a brazos de descarga, puntos de contacto con las defensas, número de puntos de amarre, posición del «manifold» y pasarela de acceso de tierra al buque, comprometiéndose el titular de la instalación a emitir el correspondiente informe en el plazo de siete días hábiles desde la presentación por parte de la comercializadora del último documento de la información pertinente.
Dicho informe será provisional siendo entregado el definitivo una vez finalizada la primera operación de descarga/carga de GNL de manera satisfactoria.
3.3 Atraque seguro e instalaciones de descarga.
El titular de la instalación de descarga/carga deberá cumplir con las condiciones establecidas en las regulaciones internacionales estándar aceptadas en la industria del GNL; entre otras los siguientes:
– Iluminación suficiente, hasta los límites permitidos por las autoridades portuarias, que permita realizar las maniobras de acceso o abandono del muelle, de acuerdo con la reglamentación específica de cada puerto;
– Brazos de descarga/carga, tuberías y otros equipos necesarios para permitir las operaciones de GNL;
– Instalaciones para el retorno de vapor adecuados para mantener una presión operativa en los tanques de carga del buque dentro de los rangos operativos especificados para el buque;
– Acceso/s seguro/s para el personal del buque y el que acceda al mismo;
– Un sistema de comunicaciones que cumpla con las regulaciones aplicables y permita la comunicación con el buque en todo momento;
– Instalaciones que faciliten el suministro de nitrógeno a los buques metaneros.
3.4 Autorizaciones y servicios portuarios.
Será responsabilidad del buque o del agente que designe, obtener de la autoridad portuaria los correspondientes permisos de descarga/carga, siendo además de su responsabilidad la contratación de los servicios pertinentes para el atraque, entre otros: prácticos, remolcadores y amarradores, así como cumplir con los requisitos aduaneros establecidos.
3.5 Determinación de energía descargada/cargada transferida desde/a buques en plantas de regasificación.
La cantidad y calidad del GNL descargado/cargado se medirá de acuerdo con lo establecido en este capítulo.
3.5.1 Criterios generales.
Para los procesos de carga o descarga de GNL y, con la suficiente antelación a la primera operación del usuario, éste designará su representante, que actuará de acuerdo con el contrato en nombre de su empresa. En el caso de que la operación de carga o descarga sea compartida por varios usuarios, estos designarán un único representante para que actúe en nombre de todos ellos. Los usuarios notificarán por escrito a los titulares de la planta de regasificación la designación de sus representantes y cualquier cambio de ellos.
Así mismo, podrán designar un inspector independiente de acuerdo con su suministrador para supervisar y verificar las mediciones, muestreo y análisis del GNL descargado/cargado. El coste de esta inspección será asumido por las compañías que compartiesen dicho cargamento.
Los titulares de la planta de regasificación 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 el titular de la planta de regasificación y por el usuario durante un período mínimo de cuatro años.
La determinación de las cantidades transferidas en una operación de carga/descarga a través de brazos se realizará mediante la utilización de los sistemas de medida del buque, teniendo en cuenta lo establecido en el apartado 3.5.9, y en caso de no disponibilidad, ausencia de estos o si las partes así lo acuerdan, se utilizarán los sistemas de medida de la terminal.
Para las operaciones de carga que se realicen a través de mangueras flexibles, la determinación de las cantidades transferidas se realizará mediante los sistemas de medida instalados en la planta y en caso de no disponibilidad, ausencia de estos o si las partes así lo acuerdan, se utilizarán los sistemas de medida del buque.
Independientemente del método empleado, la calidad del GNL y del vapor se determinará mediante análisis cromatográfico en planta o a través de nuevas tecnologías que puedan aparecer en el mercado.
En los anexos 1, 2 y 3 se incluyen los documentos que recogen los informes tipo de descarga y de carga con el listado de información a archivar en relación con el control y determinación de la cantidad y calidad del GNL.
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 buques, así como cualquier otro instrumento necesario para la determinación final de las cantidades energéticas netas cargadas o descargadas.
El titular de la planta de regasificación deberá proporcionar, mantener y operar los instrumentos necesarios para la determinación de la calidad y composición del GNL y de vapor, los sistemas de toma de muestras, así como cualquier otro instrumento necesario para la determinación final de las cantidades energéticas netas cargadas o descargadas.
El titular del buque, antes de cualquier operación de carga o descarga, deberá poner a disposición del titular de la planta de regasificación las tablas de corrección de cada tanque del buque, verificadas por una autoridad independiente mutuamente reconocida por las partes, así como los Certificados de Verificación de los instrumentos necesarios para la determinación del nivel, temperatura y presión en los tanques de GNL y de los instrumentos necesarios para la determinación del flujo de GNL, si los tuviera. Dichos instrumentos deberán estar precintados por la misma autoridad competente que concedió el primer certificado de calibración o posterior tras verificaciones periódicas, de manera que se asegure que no hayan sido manipulados con posterioridad.
En el caso de que la planta de regasificación disponga de una instalación con medida dinámica de GNL y vapor para carga de buques, antes de cualquier operación en la que vaya a ser utilizada, el titular de la planta deberá poner a disposición del representante del usuario y/o al titular del buque los Certificados de Calibración/Verificación de los equipos e instrumentos necesarios para la determinación del flujo y la Aprobación de Tipo de Sistema de Medida que indique la regulación en vigor. Dichos equipos e instrumentos deberán estar precintados por una autoridad metrológica competente, de manera que se asegure que no hayan sido manipulados con posterioridad.
Las operaciones realizadas no deberán comprometer la seguridad del buque o de la planta de regasificación en ningún caso, por ello todas las operaciones deberán realizarse teniendo en cuenta las recomendaciones y buenas prácticas publicadas en el LNG Custody Transfer Handbook.
La operación será realizada y dirigida por el titular correspondiente en presencia de los representantes de las partes. Durante las operaciones de carga o 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 operación, el titular de la planta de regasificación de GNL elaborará el informe de las cantidades cargadas o descargadas, donde se detallarán, además de los datos obtenidos, el proceso de cálculo de éstas. Antes de la salida del buque, dicho informe se firmará por duplicado por las partes, con indicación explícita de su aceptación o los reparos a su contenido. En caso de solicitud por parte del buque o el comercializador de un «early departure», la planta de regasificación podrá autorizar éste siempre que el representante del usuario se encuentre presente y haya dado su conformidad y se disponga de toda la información necesaria para el cálculo de la energía transferida en la operación, así como de otros documentos, si los hubiera, que requieran presencia física a la hora de ser firmados. Si el representante del usuario no estuviera presente en las operaciones de carga o descarga, esto se hará constar en el informe y se considerará que el usuario se encuentra conforme con dicho informe.
La energía cargada/descargada a tener en cuenta en dicho informe será siempre la calculada por la planta de regasificación mediante los equipos disponibles, salvo que las partes implicadas acuerden lo contrario.
En caso de disconformidad con el informe, el titular de la planta de regasificación, así como el representante del usuario, guardarán toda la documentación relacionada con la operación, hasta el momento en que se produzca una resolución.
En el caso en el que aparezcan nuevos procedimientos, normas o instrumentos de medida, de cantidad o calidad de gas, que proporcionen mayor fiabilidad, precisión o rapidez y sean económicamente rentables, el titular de la planta de regasificación y el usuario se comprometen a estudiar la posibilidad de utilizar estos procedimientos, normas o instrumentos o de sustituir los ya utilizados.
Derivado del punto anterior, se podrán actualizar los informes tipo que se incluyen en los anexos 1, 2 y 3 para que toda la información y procedimientos utilizados para la determinación de la cantidad cargada o descargada quede recogida.
Todas las normas, así como el LNG Custody Transfer Handbook, que apliquen en el presente procedimiento corresponderán a sus últimas revisiones.
3.5.2 Consideraciones sobre la posición del buque para el inicio de la operación de carga o descarga.
En el caso de que la determinación de las cantidades transferidas se realice mediante la utilización de los medidores de nivel del buque es necesario tener en cuenta las siguientes consideraciones:
Después del atraque del buque, y antes de que comience la operación de carga o descarga, se dejará el buque con escora y asiento «cero» tomando y anotando lecturas del clinómetro. Para ello el buque llevará instalados dos clinómetros; el secundario se usará en caso de avería del primario. Igualmente, se tomarán las lecturas de las marcas de los calados, si es posible desde el muelle y, si no, desde los indicadores de tele-calado del control de carga del buque.
Si por cualquier motivo no fuera posible mantener el buque con escora y asiento cero en el momento de realizar las mediciones, se aplicarán a las medidas obtenidas, cuando proceda, las tablas de corrección por escora y asiento (tablas de calibración) del buque.
Al objeto de determinar la energía cargada o descargada por los buques se realizarán dos mediciones, antes y después de la operación de carga o descarga, de los parámetros físicos básicos que influyen en la cantidad de energía (nivel de líquido en los tanques, temperatura del líquido, temperatura del vapor, presión del vapor).
La primera medida se hará después de que los brazos de carga/descarga o mangueras flexibles, hayan sido conectados al buque y antes de empezar a enfriarlos y abrir las válvulas de venteo.
La segunda medida se hará 15-30 minutos después de completar la operación y con los brazos de carga/descarga o mangueras flexibles conectados y las válvulas de venteo cerradas, con objeto de asegurar que la superficie del líquido se haya estabilizado.
3.5.3 Operación de purga de gas inerte («gassing-up») y puesta en frío de buques («cooling down»).
3.5.3.1 Operación de «gassing-up».
Para llevar a cabo la operación de «gassing-up» se empleará el GNL almacenado en los tanques de las plantas de regasificación. Esta operación podrá estar limitada debido a la atmósfera que contenga el buque.
La determinación de la energía transferida durante la operación se realizará de acuerdo con lo establecido en el «LNG Custody Transfer Handbook».
Esta medida de energía transferida y la calidad del GNL serán recogidas, como mínimo, en el informe correspondiente.
La calidad del gas que se utilizará para contabilizar la energía consumida durante la operación será la del GNL cargado desde la planta de regasificación y será determinada mediante los análisis realizados por el cromatógrafo instalado en las líneas de carga/descarga.
3.5.3.2 Operación de puesta en frío («cooling down»).
La operación se realiza mediante la vaporización de GNL a través de los pulverizadores («nozzles») situados en la parte superior de cada uno de los tanques del buque.
La determinación de la energía transferida durante la operación descrita anteriormente se realizará de acuerdo con lo establecido en el «LNG Custody Transfer Handbook».
Esta energía transferida junto con la calidad del GNL será recogida, como mínimo, en el informe correspondiente.
Una vez alcanzadas las condiciones de enfriamiento de los tanques del buque, la determinación de la energía transferida, correspondiente al talón del buque definido en la legislación vigente, se realizará como una operación de carga.
La calidad del gas que se utilizará para contabilizar la energía consumida durante la operación de enfriamiento será la del GNL cargado desde la planta de regasificación y determinada mediante los análisis realizados por el cromatógrafo instalado en las líneas de carga/descarga.
3.5.4 Determinación del nivel de líquido en los tanques.
Cada tanque de GNL del buque estará equipado con dos medidores de nivel independientes, el primario y el secundario. En buques de bunkering de hasta 10.000 m³ que cuenten con un único medidor de nivel en el tanque, se podrá utilizar, de manera excepcional y solo en caso de fallo de dicho medidor, un sistema de medida dinámico externo al tanque. Para ello, será necesario que el sistema esté certificado por la autoridad metrológica competente (certificación europea MID –Measuring Instruments Directive– o sus equivalentes internacionales) y que exista un acuerdo entre las partes.
El orden de preferencia en su utilización como primario será: microondas, capacitivo y de flotador.
En caso de avería o fallo del primario, se utilizará el sistema secundario. Si fuera necesario utilizar el secundario al iniciar la operación, el resto de las medidas se realizarán con dicho sistema, aunque el primario haya sido reparado antes de finalizar la operación.
Para cada tipo de medidor, sus características, tolerancias, instalación, funcionamiento y comprobaciones se basarán en la norma ISO 18132 «Refrigerated hydrocarbon and non-petroleum based liquefied gaseous fuels-General requirements for automatic tank gauges».
Tanto en la medida inicial como en la final, para cada uno de los tanques se realizarán, con los medidores de nivel, al menos dos medidas a intervalos de tiempo superiores a dos minutos, tomándose el valor medio aritmético de dichas medidas, redondeado al número entero en mm.
Al valor obtenido para cada uno de los tanques, de ser necesario, se aplicará su correspondiente corrección de escora y/o asiento. Si para la obtención de las medidas se hubiese utilizado un medidor de flotador, además, se harán las correcciones correspondientes por contracción térmica de la cinta o cable que lo sustenta debido a la diferencia de temperatura del vapor y la de calibración del medidor de nivel y por la densidad del GNL.
Al final de todas estas correcciones, se redondeará a número entero en mm, si fuese necesario.
En el caso de fallo del sistema primario, si el buque dispone de medida de flujo de GNL, se realizará de acuerdo a lo establecido punto 3.5.5.
3.5.5 Determinación de la masa/volumen del GNL y vapor mediante medidores de flujo.
La determinación de la masa/volumen del GNL y de vapor se realizará mediante medidores de caudal másico (tipo Coriolis) o medidores de caudal volumétrico (tipo ultrasónicos) instalados en las líneas de transferencia entre la planta y el buque, junto con su instrumentación asociada.
El cálculo de totalización de la masa/volumen se realizará en un computador de caudal, a partir de las lecturas del medidor de caudal e instrumentos asociados, o mediante otro dispositivo/aplicación en función de los sistemas que disponga la planta.
Los caudales másicos y volumétricos se expresarán en kg/h y m3/h respectivamente, con dos cifras decimales.
La medida totalizada en masa se expresará en kg sin decimales, y el totalizado en volumen se expresará en metros cúbicos, redondeado a tres decimales.
Los caudalímetros para GNL se podrán calibrar con agua o en condiciones criogénicas y los de vapor con aire en condiciones atmosféricas, en un laboratorio acreditado por la norma UNE-EN ISO/IEC 17025: Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y calibración. La configuración deberá incluir las correcciones para su aplicación en condiciones criogénicas.
El control metrológico según el anexo XII del Real Decreto 244/2016, de 3 de junio, aplicará a los sistemas de medida dinámica de transferencia de GNL entre buque y planta.
Los caudalímetros para la medida de vapor no requieren una certificación de un organismo notificado como instrumentos individuales. En el caso de que estos medidores formen parte de un sistema conjunto con la medida GNL, podrán ser incluidos en dicho sistema para la certificación del sistema de medida en su conjunto.
3.5.6 Determinación de la temperatura del líquido y del vapor de GNL en los tanques.
La temperatura del líquido y vapor de GNL en cada tanque del buque se medirá inmediatamente después de la medida del nivel del líquido, antes de las operaciones de carga o descarga e inmediatamente después de éstas. Cada tanque contará con varios medidores de temperatura, situándose uno en el fondo del tanque y otro en la parte más alta para asegurar la medida de la temperatura del líquido y del vapor respectivamente. El resto de los medidores de temperatura se instalarán separados a lo largo de toda la altura del tanque.
Sus características, instalación, funcionamiento y comprobaciones cumplirán con los requisitos establecidos para medidores de Clase A, en la norma ISO 8310 «Refrigerated hydrocarbon and non-petroleum based liquefied gaseous fuels - General requirements for automatic tank thermometers on board marine carriers and floating storage».
La temperatura del líquido en cada tanque se determinará como el valor medio aritmético de las temperaturas dadas por las sondas de temperatura inmersas en el GNL de dicho tanque. Las temperaturas y su valor medio se redondearán a dos cifras decimales en grados Celsius.
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 líquido se determinará de acuerdo con la siguiente expresión:
Siendo Vk y Tk el volumen (m3 con tres decimales) y la temperatura (ºC con dos decimales), respectivamente, del líquido en cada tanque. El resultado se redondeará a dos decimales.
La temperatura del vapor se determinará como el valor medio aritmético de las temperaturas dadas por las sondas no inmersas en el GNL, en grados Celsius redondeado a dos decimales.
Para la determinación de las sondas de temperatura que no 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. 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.
3.5.7 Determinación de la presión.
La presión en los tanques del buque 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 10976 «Refrigerated light hydrocarbon fluids - Measurement of cargoes on board LNG carriers».
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 instalados medidores de presión atmosférica que midan y registren los valores de ésta simultáneamente para el cálculo de la presión absoluta.
3.5.8 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 «Refrigerated light hydrocarbon fluids-Sampling of liquefied natural gas-Continuous and intermittent methods».
La toma de muestras se realizará de acuerdo con:
– Hasta 3.000 m3 de GNL de volumen transferido no será necesario tomar ninguna muestra.
– Para el resto de las operaciones, el número de toma de muestras se determinará en función del tiempo previsto para llevarlas a cabo, siendo necesario tomar una muestra por cada 3 horas de duración, con un máximo de 3 muestras por operación.
El titular de la planta de regasificación guardará en botellas las muestras, cada una por duplicado, tomadas de forma uniforme en el tiempo durante el proceso de carga o descarga en función de la cantidad total cargada/descargada, y las retendrá hasta que haya sido firmado el Informe de Carga/Descarga con acuerdo de ambas partes. En caso de que no exista acuerdo en los análisis realizados, estas muestras se guardarán a disposición de la autoridad metrológica competente, correctamente etiquetadas y debidamente precintadas por ambas partes, hasta que se haya resuelto la discrepancia.
La toma de muestras líquidas se realizará en la planta de regasificación, en la línea de descarga/carga, 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 no hubiese muestras debido al fallo del equipo de toma de muestras, o se considerase que, debido a las condiciones de operación, éstas no son representativas, la calidad del GNL se determinará por mutuo acuerdo entre las partes.
En caso de fallo de los cromatógrafos principal y de reserva (si existe), se podrán utilizar, previo acuerdo con el representante del usuario, otros cromatógrafos secundarios situados en la planta de regasificación, para lo cual se realizará un proceso de toma de muestras manual.
3.5.8.1 Determinación de la composición del GNL y del vapor.
La composición del GNL y del vapor, se determinará mediante un cromatógrafo de gases que cuente con la aprobación emitida por una autoridad metrológica competente.
La determinación de la composición del GNL y del vapor se determinará utilizando la norma ISO 6974 «Natural gas – Determination of composition and associated uncertainty by gas chromatograph».
El cromatógrafo se calibrará con un gas patrón que asegure que la precisión del equipo corresponde con la de la aprobación emitida por dicha autoridad.
Las botellas de gas patrón estarán certificadas por un laboratorio acreditado para el análisis de calidad del gas según la norma UNE-EN ISO/IEC 17025: General requirements for the competence of testing and calibration laboratoriesGas Analysis – Preparation of calibration gas mixtures – Gravimetric method.
Antes de la llegada del buque a la planta de regasificación, el titular de ésta, en presencia del representante del usuario, verificará el buen funcionamiento del cromatógrafo. Se inyectará el gas patrón para comprobar que los resultados obtenidos están dentro de las tolerancias permitidas. Si el representante del usuario no estuviera presente durante la verificación, se hará constar en el acta.
Se calculará la composición media del gas a partir de los análisis realizados al mismo. Para calcular la composición media a partir de los análisis realizados se eliminarán, por acuerdo de las partes, aquellos claramente anómalos y obtenidos en condiciones de operación no estacionaria; en cualquier caso, se eliminarán aquellos análisis cuya concentración de metano se desvíe más de un 2 % del valor medio. Esta composición se expresará en % redondeado a tres decimales.
3.5.8.2 Determinación de compuestos de azufre.
El azufre se determinará utilizando normas internacionales aceptadas como:
– UNE-EN ISO 19739: Gas Natural. Determinación de compuestos de azufre mediante cromatografía de gases.
– ASTM D 5504.
También podrán considerarse los valores aportados por los certificados de origen acuerdo a estándares internacionales o mejores prácticas de la industria.
3.5.8.3 Determinación de compuestos de mercurio.
Se determinará según las normas UNE-EN ISO 6978-1:2006: Gas natural. Determinación del contenido de mercurio. Parte 1: Toma de muestras de mercurio por quimioabsorción en yodo, y UNE-EN ISO 6978-2:2006: Gas natural. Determinación del contenido de mercurio. Parte 2: Toma de muestras de mercurio por amalgama sobre aleación de oro/platino.
3.5.8.4 Calibración, preparación y verificación de los equipos de cromatografía.
El cromatógrafo se calibrará, antes de cada carga o descarga, con un gas patrón que asegure que la precisión del equipo corresponde con la de la aprobación emitida por la autoridad metrológica.
La preparación del gas patrón se realizará por método gravimétrico de acuerdo con la norma ISO 6142 «Gas Analisys – Preparation of calibration gas mixtures – Gravimetric method».
Antes de la llegada del buque a la planta de regasificación, el titular de ésta, en presencia del representante del usuario, verificará el buen funcionamiento del cromatógrafo. Se inyectará el gas patrón para comprobar que los resultados obtenidos están dentro de las tolerancias permitidas.
Esta operación se repetirá a la finalización de la carga o descarga. Si el representante del usuario no estuviera presente durante la verificación se hará constar en el acta.
3.5.8.5 Toma de muestras del GNL.
En los casos en los que se haya requerido una toma de muestras, se retendrán hasta que haya sido firmado el informe de carga/descarga con acuerdo por ambas partes.
En caso de que no exista acuerdo en los análisis realizados, estas muestras se guardarán a disposición de la autoridad metrológica competente, correctamente etiquetas y debidamente precintadas por ambas partes, hasta que se haya resuelto la discrepancia.
3.5.9 Cálculos.
3.5.9.1 Determinación de la energía cargada o descargada utilizando la medida de nivel en el buque.
Cálculo del volumen de GNL cargado o descargado.
El volumen de GNL cargado o descargado por un buque será la suma del volumen de GNL cargado/descargado en cada tanque del buque.
El volumen del GNL cargado o descargado en cada tanque del buque se calculará por diferencia entre los niveles inicial y final del líquido en el tanque, obtenidos de acuerdo con este capítulo y a partir de las tablas de calibración de cada tanque.
En las operaciones de carga el volumen anteriormente calculado podrá corregirse para tener en cuenta el efecto de la variación de temperatura del talón del buque tal y como recoge el LNG Custody Transfer Handbook.
El volumen irá expresado en m3, redondeado a tres decimales.
Cálculo del Poder Calorífico Superior másico.
Se calculará de acuerdo con la norma UNE-EN ISO 6976: Gas natural. Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice de Wobbe a partir de la composición, utilizando el valor de la temperatura de referencia de los humos de combustión establecida en el capítulo 2.
Para obtener el valor en kWh/kg se dividirá el valor en MJ/kg redondeado a tres decimales entre 3,6. Se redondeará este resultado a tres decimales.
Cálculo de la densidad del GNL.
La densidad del GNL se expresará en kg/m3, redondeada a tres decimales, por cálculo a partir de la composición molecular y la temperatura media del líquido inicial, en caso de descarga, y la final en caso de carga. El método de cálculo será el descrito en la norma UNE 60555:2024: Gas natural licuado (GNL). Medición estática. Procedimiento de cálculo de las cantidades transferidas.
Cálculo del vapor retornado.
Para el cálculo del vapor retornado, se utilizará:
a) En el caso de descarga: temperatura del vapor después de la operación, presión final y composición del vapor.
b) En el caso de carga: temperatura de vapor inicial, presión inicial y composición del vapor.
El poder calorífico superior volumétrico se calculará de acuerdo con la norma UNE-EN ISO 6976:2017: Gas natural. Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice de Wobbe a partir de la composición, redondeado a tres cifras decimales y a la temperatura de referencia de los humos de combustión establecida en el capítulo 2.
Para el cálculo del volumen de vapor retornado, expresado en condiciones normales, se considerará un comportamiento ideal del vapor, y se utilizarán las condiciones de referencia establecidas en estas NGTS, tomando como volumen bruto el volumen de líquido desplazado.
Para determinar la composición del vapor se utilizará preferentemente el primero de los métodos indicados a continuación:
a) Toma de muestras en la línea de vapor, utilizando un método de análisis cromatográfico de la muestra.
b) Empleo de una composición fija de vapor para obtener un poder calorífico superior fijo u otra alternativa establecida en el «LNG Custody Transfer Handbook».
Cálculo de las cantidades entregadas.
Para el cálculo de la energía y la masa entregada se utilizará la Norma UNE 60555:2024: Gas natural licuado (GNL). Medición estática. Procedimiento de cálculo de las cantidades transferidas, y las recomendaciones recogidas en el «LNG Custody Transfer Handbook».
El resultado de energía se expresará en kWh, sin decimales. El resultado de las mediciones de masa se expresará en kg, sin decimales.
3.5.9.2 Determinación de la energía cargada utilizando medidores de flujo.
Cálculo del volumen/masa del GNL cargado y del vapor retornado.
La determinación del volumen/masa del GNL y del vapor transferido en una carga se realizará por diferencia entre las lecturas de volumen o masa totalizada al inicio y al final de la operación, obtenidas de los caudalímetros o del computador de caudal, en función de los equipos de que disponga la planta.
El volumen se expresará en m3, redondeado a tres decimales. La masa se expresará en kg sin decimales.
Cálculo del Poder Calorífico Superior másico.
Se calculará de la misma forma que lo establecido en el apartado 3.5.9.1.
Cálculo de la densidad del GNL.
La densidad del GNL se determinará en kg/m3, redondeada a tres decimales, a partir de la composición molar y la temperatura media del GNL en la línea de transferencia entre buque y planta o, en su defecto, la obtenida en el buque al final de la carga. El método de cálculo será el descrito en la norma UNE 60555:2024: Gas natural licuado (GNL). Medición estática. Procedimiento de cálculo de las cantidades transferidas.
Cálculo del Poder Calorífico Superior volumétrico.
El poder calorífico se calculará de acuerdo con la norma UNE-EN ISO 6976: Gas natural. Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice de Wobbe a partir de la composición, redondeado a tres decimales y a la temperatura de referencia de los humos de combustión establecida en el capítulo 2.
Para determinar la composición del vapor se utilizará preferentemente el primero de los métodos indicados a continuación:
a) Toma de muestras en la línea de vapor, utilizando preferentemente un método de análisis cromatográfico de la muestra.
b) Empleo de una composición fija de vapor para obtener un poder calorífico superior fijo u otra alternativa establecida en el LNG Custody Transfer Handbook».
Cálculo de las cantidades entregadas.
Para el cálculo de la energía y masa entregada se utilizará lo establecido en el «LNG Custody Transfer Handbook».
La energía se expresará en kWh y la masa en kg, ambas sin decimales.