GNL Custody Transfer Manual

_________________________________

GIIGNL _________________________________

GNL CUSTODY TRANSFER MANUAL

TERCERA EDICIÓN

Versión 3.01

GIIGNL 2011

Traducido al castellano por Enagás, S.A. La versión oficial es la publicada en inglés por el GIIGNL en el año 2011.

GIIGNL – GNL CUSTODY TRANSFER MANUAL Tercera edición – versión 3.01 – Copia no controlada al imprimir

OBJETIVO Y ESTADO DEL DOCUMENTO

Esta tercera edición (2011) del manual del GIIGNL “GNL Custody Transfer” refleja, según el criterio del GIIGNL, las mejores prácticas en el campo del CTS en el momento de la publicación.

El objetivo de este manual es servir como manual de referencia para ayudar a los lectores a entender los procedimientos y equipos disponibles, utilizados por los miembros del GIIGNL* para determinar la cantidad de energía de GNL transferida entre los buques de GNL y las Terminales. Esto no es una norma ni una especificación.

Este manual no pretende ofrecer al lector un procedimiento detallado para la transferencia de GNL del buque a la Terminal pero sienta las cuestiones prácticas y requisitos para guiar y facilitar, a los especialistas que realizan estas operaciones, en la obtención de un procedimiento conveniente para la transferencia de GNL de buque a la Terminal.

Aunque este manual “GNL Custody Transfer” contiene información muy útil, su intención no es obtener procedimientos de transferencia de GNL de buque a buque, transferencia de GNL para buques con tanques tipo C (código IGC) u operaciones de transferencia de GNL por tierra que implica a los camiones o trenes.

En este manual no se recomienda o lleva implícito la conveniencia de ningún procedimiento ni de ningún fabricante de equipos. Los lectores deberán asegurarse de que disponen de la información más actual en lo referente a especificaciones y normativa para cualquiera de los procedimientos y equipos implicados en al transferencia de energía.

GIIGNL, y cualquiera de sus miembros rechaza cualquier responsabilidad directa o indirecta de la información que contiene este documento para su empleo a nivel industrial comercial o cualquier otro uso. Por favor, consulte siempre la página Web del GIIGNL www.giignl.org para verificar la última versión de este manual, especialmente cuando se trate de una descarga en pdf o una copia impresa del mismo.

Correcciones a la Tercera Edición: versión 3.01 – Marzo 2011 Desde la publicación de la tercera edición en la página Web del GIIGNL en Marzo de 2010 se han detectado algunos errores de imprenta y se han propuesto algunas correcciones, enmiendas, eliminaciones y adiciones a este manual. Tras su debida consideración teniendo en cuenta su relevancia, estas correcciones han sido incorporadas a la presente versión actualizada 3.01. A continuación se muestra un resumen de estas correcciones:

o Sección 3.2.1 o Sección 3.2.1.4 o Sección 3.2.4.2 o Sección 3.2.6 (modificada y reescrita) o Sección 3.4.1 (modificada y reescrita) o Sección 3.4.2 (nueva) o Sección 3.4.3 (anteriormente sección 3.4.2) o Figura 7 o Sección 6.6.3 o Figura 13 o Sección 9.2 o Sección 12.2 o Sección 15.1 (modificada y reescrita) o Sección 15.5 (nueva) o Sección 15.6 o Anexo 3 o Apéndice 1, Tabla A1-1 o Apéndice 5 o Apéndice 7 o Apéndice 10 ha sido eliminado. o Apéndice 11: ha pasado a ser el Apéndice 10. o Se ha añadido un nuevo Apéndice 11: Incertidumbre expandida combinada del volumen de GNL

transferido cuando existen varios tanques de GNL. Nuestro agradecimiento a los colaboradores por proporcionar esta útil información.

* GIIGNL Groupe International des Importateurs de Gaz Naturel Liquéfié – Paris (International Group of Liquefied Natural Gas Importers – Paris, France)


1

GNL CUSTODY TRANSFER: MANUAL

1. INTRODUCCIÓN 3 2. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA DE

MEDIDA 4 2.1. FÓRMULA GENERAL PARA EL CÁLCULO

DE LA ENERGÍA TRANSFERIDA EN FORMA GNL 4

2.2. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LAS OPERACIONES DE MEDIDA 5

2.2.1. Volumen 5 2.2.2. Densidad 6 2.2.3. Poder calorífico superior 6 2.2.4. Energía del gas desplazado en la

transferencia de GNL 6 2.2.5. Diagrama de flujo para la determinación

de la energía transferida 7 2.3. INSTRUMENTACIÓN UTILIZADA 7

2.3.1. Para la determinación del volumen de GNL 7

2.3.2. Para la determinación de la densidad y el poder calorífico superior del GNL 7

2.3.3. Para la determinación de la energía del gas desplazado 8

2.3.4. Para la determinación de la energía “Gas a sala de máquinas” 8

2.3.5. Recalibración periódica de los instrumentos 8

2.4. NORMALIZACIÓN 8 2.5. CARGA O DESCARGA PARCIAL DE

METANEROS 8 3. MEDIDA DEL VOLUMEN 9

3.1. TABLAS DE CÁLCULO 9 3.1.1. Uso de las tablas de cálculo 9 3.1.2. Tablas de corrección 9 3.1.3. Aceptación por las autoridades 9 3.1.4. Incertidumbre de las tablas de cálculo 10

3.2. INSTRUMENTACIÓN Y MÉTODOS PARA LA MEDIDA DE NIVEL DEL LÍQUIDO EN LOS TANQUES DE UN METANERO 16

3.2.1. Principales instrumentos de medición del nivel del líquido 16

3.2.2. Periodicidad en la medida de nivel 17 3.2.3. Lecturas de nivel 17 3.2.4. Corrección de las lecturas 18 3.2.5. Uso de un medidor de nivel auxiliar 22 3.2.6. Descarga completa del metanero

(vaciado del tanque) 22 3.2.7. Sistemas automáticos 22

3.3. CÁLCULO DEL VOLUMEN DE GNL TRANSFERIDO 23

3.4. INCERTIDUMBRE EN EL CÁLCULO DEL VOLUMEN 29

3.4.1. Incertidumbre del volumen calculado en un único tanque 29

3.4.2. Incertidumbre del volumen calculado en varios tanques de GNL 29

3.4.3. Líneas de líquido de carga 30 4. MEDIDA DE LA TEMPERATURA 30

4.1. TEMPERATURA DEL LÍQUIDO 30 4.1.1. Equipos 30 4.1.2. Ensayos y exactitud 31

4.2. TEMPERATURA DEL VAPOR 31 5. MEDIDA DE LA PRESIÓN DE VAPOR 31 6. TOMA DE MUESTRAS DE GNL 33

6.1. CALIDAD DEL GNL 33 6.2. PROCEDIMIENTOS DE TOMA DE

MUESTRAS 33 6.3. PUNTO DE TOMA DE MUESTRAS 34 6.4. EQUIPOS PARA LA TOMA DE

MUESTRAS 34 6.5. DISTRIBUCIÓN ENTRE LA TOMA DE

MUESTRAS Y EL VAPORIZADOR 37 6.6. VAPORIZADOR DE GNL Y

ELEMENTOS DE CONTROL 37 6.6.1. Elementos principales 37 6.6.2. Elementos auxiliares de control en la

vaporización 40 6.6.3. Parámetros de operación 40 6.6.4. Sistema de recogida de muestras 40

6.7. ACONDICIONAMIENTO DE LA MUESTRA DE GAS 41

6.7.1. Botellas de muestras de gas 41 6.7.2. Línea directa al analizador 41

6.8. EJEMPLOS DE LA DISPOSICIÓN GENERAL DE LOS SISTEMAS DE MUESTREO 41

6.9. CARACTERÍSTICAS DE LOS SISTEMAS DE MUESTREO 48

6.10. PROCEDIMIENTO DE TOMA DE MUESTRAS 48

6.10.1. Periodo de toma de muestras 48 6.10.2. Frecuencia en la toma de muestras 48 6.10.3. Purgado 48 6.10.4. Parámetros de muestreo 49 6.10.5. Utilización de las botellas de muestra

de gas 49


2

6.11. SISTEMA DE MUESTREO PUNTUAL 49 7. ANÁLISIS DEL GAS 49

7.1. TIPO DE CROMATÓGRAFOS 49 7.1.1. Introducción 49 7.1.2. Columnas 50 7.1.3. Detectores 50 7.1.4. Gas portador 52 7.1.5. Calidad de la separación de los

componentes 52 7.2. INTEGRADOR Y PROCESADOR DE

DATOS 52 7.2.1. Sistema de integración 52 7.2.2. Procesamiento de datos 53

7.3. CALIBRACIÓN 53 7.3.1. Procedimiento de calibración 53 7.3.2. Gas de calibración/gas normalizado de

trabajo 53 7.4. ANÁLISIS CUANTITATIVO 54

7.4.1. Factores de respuesta 54 7.5. ENTORNO DEL SISTEMA DE

CROMATOGRAFÍA DE GASES 54 7.6. ANÁLISIS DEL GNL REGASIFICADO Y

MUESTRAS ALMACENADAS 54 7.7. INCERTIDUMBRE EN EL ANÁLISIS DEL

GAS 55 7.8. IMPUREZAS 55

7.8.1. Dióxido de carbono 55 7.8.2. Azufre 55 7.8.3. Mercurio 55

8. PROCESADO Y TRATAMIENTO DE DATOS 56 8.1. GENERAL 56 8.2. MANEJO DE DATOS: CALIDAD 56

8.2.1. Procesado de datos 56 8.2.2. Tratamiento de datos 56

9. DENSIDAD 57 9.1. GENERAL 57 9.2. MÉTODOS DE CÁLCULO DE LA

DENSIDAD 57 9.3. METODO DE KLOSEK-McKINLEY

REVISADO 57 9.3.1. Límites del método 57 9.3.2. Fórmula 57 9.3.3. Tablas utilizadas para el cálculo 57 9.3.4. Ejemplo del cálculo de la densidad del

GNL 59 9.3.5. Redondeo 59

10. PODER CALORÍFICO SUPERIOR 59 10.1. GENERAL 59

10.2. MÉTODO PARA DETERMINAR EL PODER CALORÍFICO SUPERIOR 60

10.2.1. Determinación con la ayuda de calorímetros 60

10.2.2. Cálculo del PCS 60 11. INFORME DEL ANÁLISIS 62

11.1. IDENTIFICACIÓN 62 11.2. DATOS BÁSICOS 62 11.3. RESULTADOS 62

12. ENERGÍA DEL GAS DESPLAZADO O CONSUMIDO 62

12.1. ENERGÍA DEL GAS DESPLAZADO DESDE LOS TANQUES DEL METANERO 62

12.2. ENERGÍA CONSUMIDA COMO COMBUSTIBLE POR EL METANERO 63

13. DETERMINACIÓN DE LA ENERGÍA TRANSFERIDA 63

14. MEDIDA DE LA TRANSFERENCIA DE ENERGÍA 63

15. INCERTIDUMBRE TOTAL EN LA MEDIDA DE LA TRANSFERENCIA DE ENERGÍA 64

15.1. VOLUMEN 64 15.2. DENSIDAD 64 15.3. PODER CALORÍFICO SUPERIOR 64 15.4. GAS DESPLAZADO 64 15.5. GAS CONSUMIDO EN LA SALA DE

MÁQUINAS 64 15.6. INCERTIDUMBRE COMBINADA

RELATIVA Y EXPANDIDA EN LA DETERMINACIÓN DE LA ENERGÍA TRANSFERIDA 64

16. LISTA DE COMPROBACIONES EN LOS CONTRATOS DEL CUSTODY TRANSFER DE GNL 65

ANEXO 1: TABLA DE FACTORES DE CONVERSIÓN PARA LAS UNIDADES DE ENERGÍA 67 ANEXO 2: MÉTODOS PARA EL CUSTODY TRANSFER DE GAS NATURAL Y DE GNL 68 ANEXO 3: OTRAS NORMAS/REFERENCIAS RELEVANTES 71 ANEXO 4: COMENTARIOS SOBRE LA TERMINOLOGÍA 72 LISTA DE FIGURAS 73 LISTA DE TABLAS 74 REFERENCIAS 75 APÉNDICES 1-11 76-97


3

1. INTRODUCCIÓN Después de la publicación realizada en 1985 por la N.B.S. de su estudio “Medida del GNL – Manual de Usuario del Custody Transfer1” [8], el Comité Ejecutivo del GIIGNL (Grupo Internacional de Importadores de Gas Natural Licuado) consideró que sería útil escribir un manual, lo más simple y práctico posible, destinado a los usuarios relacionados con la medición de la energía transferida en forma de GNL, en el contexto de los acuerdos de compra-venta de GNL: F.O.B. [Puerto de carga], D.E.S. o C.I.F. [Puerto de descarga].

Durante la sesión de Octubre de 1987, la Asamblea General del GIIGNL decidió que este manual debería ser realizado por un Grupo de Estudio que comprendiese las compañías pertenecientes al GIIGNL, y coordinado por Distrigas S.A. (B).

Los métodos descritos en este manual pueden servir para mejorar los procedimientos existentes. También pueden usarse en los acuerdos de compra-venta entre los miembros del GIIGNL y servir como referencia en los nuevos acuerdos de importación.

Este manual está basado en los métodos de medida más utilizados por los miembros del GIIGNL.

Los detalles de los ensayos realizados en los equipos utilizados pueden encontrarse en el documento "LNG Measurement Study" de la N.B.S. [8].

Agradecer a las compañías: BG (UK), Distrigas Boston (USA), Enagas (E), Kansai Electric Power Co (JP), Snam (I), Tokyo Electric Power Co (JP), Tokyo Gas Co Ltd (JP), Ruhrgas (D), CMS Energy Trunkline LNG (USA) por su colaboración en la realización de este manual; y particularmente a Gaz de France por el desarrollo de los capítulos 6 y 7, y a Osaka Gas Co Ltd por la coordinación de los estudios de las compañías japonesas.

SEGUNDA EDICIÓN OCTUBRE 2001

Considerando la publicación de la norma ISO 13398:1997 “LNG – Procedure for custody transfer on board ship”, la asamblea general del GIIGNL requirió la formación de un Grupo de Estudio para revisar la edición original (Marzo 1991) teniendo en cuenta especialmente esta nueva norma ISO.

Se revisaron las trece secciones de la edición original y se actualizaron las que fueron necesarias. Las siguientes secciones fueron revisadas especialmente:

2. Descripción general del sistema de medida 3. Medida del volumen 6. Toma de muestras de GNL 7. Análisis del gas

Además se añadió una nueva sección:

14. Lista de comprobaciones en los contratos de ventas de Custody Transfer.

En los apéndices 1 y 2 se describen ejemplos resueltos para el cálculo de la densidad y del poder calorífico superior del GNL.

1 Custody Transfer: Todas aquellas operaciones que tienen como resultado la cesión, el intercambio y la transferencia de GNL entre los distintos agentes implicados.

Agradecer a todas las compañías y organizaciones que han contribuido en esta segunda edición, así como a sus delegados (en orden alfabético):

Advantica Technologies Ltd. (UK) BG International (UK) CMS Energy Trunkline LNG Company (USA) Distrigas (B) Enagas (E) Gaz de France (F) Nigeria LNG (NI) NKKK (JP) Osaka Gas (JP) Rete Gas Italia (I) SIGTTO (UK) Tokyo Gas (JP) Tractebel LNG North America (USA)

TERCERA EDICIÓN MARZO, 2010

Desde la segunda edición, se han publicado o están en fase de borrador, nuevas normas internacionales o revisiones de las ya publicadas, relacionadas con este manual. También la tecnología y los procedimientos han evolucionado en los últimos años. Por lo tanto en la asamblea general del GIIGNL se requirió la formación de un grupo de trabajo (GIIGNL Technical Study Group) para revisar la segunda edición (Octubre 2001) del GIIGNL LNG Custody Transfer Handbook, con la nueva norma ISO: ISO 10976 “Measurement of cargoes on board gas carriers”, la cual reemplazará y eliminará a la actual norma ISO 13397 (1997) cuando se publique.

Además esta tercera edición ha sido actualizada y revisada con la nueva normativa o las nuevas revisiones de la normativa ya existente (ISO, EN u otra normativa):

� EN 437: Test Gases – test Pressures – Appliance Categories - Edition 2003

� ISO 8943 Refrigerated light hydrocarbon fluids — Sampling of liquefied natural gas — Continuous and intermittent methods - Edition 2007

� ISO 6974-6 Natural gas - Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography - Part 6: Determination of hydrogen, helium, oxygen, nitrogen, carbon dioxide and C1 to C8 hydrocarbons using three capillary columns - Edition 2002

� ISO 16664: Gas analysis - Handling of calibration gases and gas mixtures – Guidelines - Edition 2004

� ISO 4259: Petroleum products - Determination and application of precision data in relation to methods of test - Edition 2006

� ISO/TR 24094: Analysis of natural gas - Validation methods for gaseous reference materials – Edition 2006

� ISO 10723: Natural gas – Performance evaluation for on-line analytical systems – Edition 2002

� ISO 6326-1: Natural gas – Determination of Sulphur compounds – Part 1: General introduction – Edition 2007

� ISO 6327: Gas analysis – Determination of the water dew point of natural gas – Cooled


4

surface condensation hygrometers - Edition 2007 � ISO 19739: Natural gas - Determination of

sulphur compounds using gas chromatography - Edition 2004

� ISO 12213-1 -2 -3: Natural gas – Calculation of compression factor - Edition 2006

� ISO 15112: Natural gas - energy determination - Edition 2007

� ISO 18132-1: Refrigerated light hydrocarbon fluids – General requirements for automatic level gauges – Part 1: Gauges onboard ships carrying liquefied gases – Edition 2006

� ISO 18132-2: Refrigerated light hydrocarbon fluids – General requirements for automatic level gauges – Part 2: Gauges in refrigerated-type shore tanks – Edition 2008

� ISO/DIS 28460: Petroleum and natural gas industries – Installation and equipment for liquefied natural gas – Ship to shore interface and port operations – Edition 2009

Todas estas 14 secciones, anexos y apéndices de la segunda edición han sido exhaustivamente revisadas y actualizadas donde ha sido necesario.

Agradecer a todas las compañías y organizaciones que han contribuido en esta tercera edición, así como a sus delegados (en orden alfabético):

ActOn LNG Consulting - UK Botas - Marmara Ereglisi – Turkey BP – Sunbury-on-Thames - UK Distrigas of Mass.- GDF Suez- Everett (Boston) USA Dragon LNG - Milford Haven – UK Elengy - GDF Suez - Paris - France Enagas - Spain Exxon Mobil - Houston - TX – USA Fluxys LNG - Zeebrugge – Belgium Gas Natural - Madrid – Spain GL- Industrial Services - Loughborough – UK Kogas – Seoul – South Korea National Grid – Grain LNG - UK Osaka Gas – Osaka - Japan Shell Global Solutions- The Hague– The Netherlands RasGas - Ras Laffan – Qatar REN Atlantico - Sines – Portugal Sempra LNG - San Diego - CA – USA SGS - Belgium SIGTTO - London – UK Tokyo Gas - Tokyo – Japan Total – Paris – France

2. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA DE MEDIDA

Observación sobre el uso de los términos “exactitud” e “incertidumbre ”

Exactitud

El término exactitud en la medida se define como “proximidad entre un valor medido y un valor verdadero de un mensurando”. Dicho término incluye tanto los errores sistemáticos como los aleatorios.

En este manual, el término “exactitud” se utiliza de acuerdo a la definición de la ISO 5725-1, relacionado con un instrumento de medición específico.

Incertidumbre, incertidumbre estándar combinada e incertidumbre expandida

En la publicación del NBS “LNG Measurement” [8], el término “incertidumbre” se utiliza con el siguiente significado ([8], sección 3.1.2): “El valor estimado de la incertidumbre total esta compuesto por fuentes conocidas de errores sistemáticos y aleatorios”. En este manual el término “incertidumbre” se refiere a los métodos de medida y a los resultados y cálculos de las medidas. Los términos “incertidumbre estándar combinada” e “incertidumbre expandida” (ver sección 5) se utilizan como se define en el documento JCGM 100:2008: “Evaluation of measurement data – Guide to the expression of uncertainty in measurement”.

2.1. FÓRMULA GENERAL PARA EL CÁLCULO DE LA ENERGÍA TRANSFERIDA EN FORMA GNL

La ecuación para el cálculo de la energía transferida depende de las condiciones de venta contractuales. Estas pueden ser de tres tipos, como se definen en Incoterms 2000: venta FOB, venta CIF o venta DES.

En el caso de una venta FOB, la determinación de la energía transferida y su facturación se realiza en el puerto de carga (FOB: Free On Board).

En el caso de una venta CIF o DES, la determinación de la energía transferida y su facturación se realiza en el puerto de descarga (CIF: Cost Insurance Freight – DES: Delivery Ex Ship).

En los contratos FOB, el comprador es el responsable de suministrar y mantener el sistema de medida del buque para la determinación del volumen, temperatura y presión en la transferencia de energía y el vendedor es el responsable de suministrar y mantener el sistema de la Terminal de carga, como es la toma de muestras de GNL y su análisis. Para los contratos CIF y DES la responsabilidad es a la inversa.

Tanto el comprador como el vendedor tienen el derecho de verificar la exactitud del sistema que es suministrado, mantenido y operado por la otra parte.

La determinación de la energía transferida normalmente tiene lugar en presencia de uno o más surveyors, el oficial del buque y un representante de la Terminal. También puede estar presente un representante del comprador.

En todos los casos la energía se calcula con la siguiente fórmula:

( ) desplazadogasGNLGNLGNL EPCSDVE −= ..

±Egas sala de máquinas , si es aplicable

donde:

E = La energía total transferida desde las instalaciones de carga al metanero o desde el metanero a las instalaciones de descarga.

En el comercio internacional de GNL, la energía transferida se expresa normalmente en millones de British Thermal Units (106 BTU o MMBTU) aunque esta unidad no es una unidad de energía del Sistema Internacional. Por lo tanto


5

MMBTU es la unidad utilizada en este manual. En el anexo 1 se puede encontrar una tabla de factores de conversión entre las unidades de energía normalmente utilizadas.

GNLV = Volumen de GNL cargado o descargado en m3.

GNLD = Densidad del GNL cargado o descargado en kg/m3.

GNLPCS = Poder Calorífico Superior del GNL cargado o descargado en MMBTU/kg. El poder calorífico superior es generalmente más utilizado en el comercio de GNL que el poder calorífico inferior, ver anexo 4.

desplazadogasE = Energía neta del gas desplazado en MMBTU, que puede ser: - o la enviada a las instalaciones

por el metanero cuando está cargando (volumen de gas desplazado en los tanques igual al volumen de GNL cargado).

- o, gas recibido por el metanero en sus tanques durante la descarga reemplazando el volumen de GNL descargado.

máquinas de salagasE = si es aplicable, la energía consumida en la sala de máquinas del metanero durante el tiempo entre el comienzo y el final de la transferencia de energía, es decir, el utilizado por el buque en el puerto, el cual es: + en una transferencia de carga de GNL. - en una transferencia de descarga de GNL.

Por simplicidad, todas las partes pueden llegar a un acuerdo comercial para fijar una cantidad/volumen estimado del Egas desplazado y/o Egas sala de máquinas.

2.2. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LAS OPERACIONES DE MEDIDA

El objetivo es medir la cantidad de energía cargada desde las instalaciones de licuefacción al metanero, o descargada desde el metanero hasta la Terminal de descarga.

Tal y como se deduce de la fórmula del apartado anterior es necesario conocer cinco parámetros que deben ser medidos y/o calculados:

- Volumen del GNL, - Densidad del GNL, - Poder calorífico superior del GNL, - Energía del gas desplazado durante la transferencia

del GNL, - Energía consumida en la sala de máquinas del

buque durante las operaciones de carga/descarga.

Un esquema del sistema de medida se muestra en la figura “Diagrama de la determinación de la energía transferida” (ver diagrama en la sección 2.2.5)

2.2.1. Volumen

El método estándar elegido para el cálculo del volumen de GNL transferido está basado en la instrumentación que poseen los metaneros, principalmente en el uso de los medidores de nivel y las tablas de calibración.

En los buques recientemente construidos, el sistema de medición implicado en la transferencia de energía ha sido automatizado. Estos sistemas son capaces de realizar informes sobre el volumen en el buque en cualquier tiempo durante el periodo de carga/descarga.

Esto se lleva a cabo convirtiendo la medida de los niveles de GNL en cada tanque, en su correspondiente volumen, mediante las tablas de conversión nivel-volumen y aplicando los factores de corrección por escora, asiento y temperatura; y por último hallando el volumen total sumando el volumen de cada tanque. Para más detalles ver sección 3.2.7.

Normalmente una cantidad de GNL, llamada “talón” permanece en el barco después de la descarga para mantener los tanques fríos. Sin embargo algunas veces los operadores prefieren extraer parcialmente este talón de los tanques para maximizar la entrega del GNL o extraerlo totalmente antes de que el buque sea enviado a dique seco.

La determinación del volumen transferido requiere dos mediciones, una inicial antes de comenzar la carga/descarga, y la otra al final del procedimiento.

Esto se llama la apertura y cierre de la transferencia de energía (CTS), respectivamente. Se obtiene dos volúmenes y la diferencia entre el mayor y el menor representa el volumen de líquido transferido.

Para una medida exacta del volumen se recomienda que las líneas de cubierta del metanero, incluyendo los manifolds, se encuentren en las mismas condiciones al principio y al final de la transferencia de energía. Las líneas deben estar completamente llenas al principio y al final de la transferencia de energía, es decir, antes y después de carga/descarga o totalmente vacías al principio y al final de la transferencia de energía. En el caso de que las líneas se drenen es necesario dedicar el tiempo suficiente para que las líneas se encuentren totalmente vacías.

Como buena práctica se recomienda que la toma del nivel inicial se debe de realizar antes de cualquier operación de enfriamiento, es decir, después de que los brazos de carga/descarga se conecten pero antes de que cualquier válvula de líquido o vapor de los colectores del buque haya sido abierta. Cuando el comienzo de transferencia de energía se realiza antes del comienzo del enfriamiento del tanque, las lecturas, cuando se encuentran automatizadas pueden mostrar algo de líquido en los tanques. Este sistema debería de tener la capacidad de hacer “cero” las lecturas de nivel y volumen, de otra forma cualquier líquido medido al comienzo debe deducirse al final de la transferencia.

Las lecturas de nivel se deben de realizar inmediatamente después de finalizar la carga/descarga con las válvulas de los manifolds de líquido y vapor cerradas.


6

Las lecturas de nivel se determinan mediante la media aritmética de varias lecturas sucesivas a intervalos regulares. Más detalles se ofrecen en la sección 3.2.1, 3.2.2. y 3.2.3.

En caso de fallo de la instrumentación de nivel primario, se debe de utilizar un sistema auxiliar.

Las correcciones de nivel se realizan utilizando las tablas de corrección suministradas por el buque como tablas de medida del tanque para la escora, asiento y también para la temperatura. Los buques con modernos sistemas de control están equipados con sistemas de control distribuido o sistemas propios capaces de realizar estas correcciones automáticamente. Se recomienda usar “mm” como unidad más pequeña cuando se aplican las tablas de medida del buque.

En algunos casos el metanero debe descargarse completamente, por ejemplo antes de un largo periodo de inactividad. En este caso debe considerarse un procedimiento especial para la determinación del volumen transferido, que se describe en el apartado 3.2.6.

A menos que las partes estén de acuerdo (ver abajo), el flujo de gas se para y la válvula(s) hacia la sala de máquinas se cierran y precintan durante y entre la apertura y cierre del Custody Transfer.

La posibilidad de utilizar GNL y/o boil off como combustible para el buque durante la transferencia es considerada en las secciones 2.1, 2.2.5 y 12.2.

Ya que los métodos de cálculo descritos en este manual se basan en los volúmenes de líquido y vapor medidos antes y después de la transferencia, cualquier uso de GNL, de GNL regasificado y/o vapor durante la transferencia debería de ser medido para una

corrección del VLNG, de acuerdo a los términos de los contratos de compra-venta del GNL.

Nota: Medición en línea de la cantidad de GNL

El medidor de flujo másico de Coriolis y los medidores de flujo por ultrasonidos son utilizados en algunas Terminales de carga para cuantificar las cantidades de los diferentes exportadores de GNL compartiendo instalaciones comunes. Sin embargo, en estos momentos, su uso como sistema de medida en la transferencia buque-tierra no es todavía común. Esto es debido principalmente a su alto coste, la incapacidad de estos medidores de flujo másico para el manejo de altos caudales y el tema de ensayos en campo. Información adicional se puede encontrar en el apéndice 3.

2.2.2. Densidad

La densidad del GNL se determina a partir de la composición del GNL transferido y la temperatura del GNL medida en los tanques del metanero.

2.2.3. Poder calorífico superior

El cálculo del poder calorífico superior se realiza a partir de la composición del GNL.

2.2.4. Energía del gas desplazado en la transferencia de GNL

La energía se calcula a partir de la composición y el volumen del gas desplazado, y de la presión y temperatura en el interior de los tanques del metanero antes de la carga (o después de la descarga). El procedimiento de cálculo se detalla en la sección 12.1.


7

2.2.5. Diagrama de flujo para la determinación de l a energía transferida

Medida nivel Medida presión Sondas térmicas

Laboratorio análisis

Toma de muestrasgas desplazado

Toma de muestrasde GNL

Factores correcciónAsiento/Escorado

Temperatura

Tabla cálculo

Volumen antes de la carga o tras ladescarga

Diferencia=V(des)cargado

E = VGNL · DGNL · GCVGNL – E gas desplazado ± E gas sala de máquinas

Volumen gas desplazado

Energía gas desplazado

Densidad GNLPCS

gas desplazadoPCS del GNL

METANERO

Energía del gas de la sala de máquinas (opcional)

2.3. INSTRUMENTACIÓN UTILIZADA 2.3.1. Para la determinación del volumen de GNL

Para la determinación del volumen de GNL se requieren:

- Tablas de calibración de los metaneros, que incluyen las tablas de la instrumentación principal para cada tanque, y las diferentes tablas de corrección de la medida de nivel por escora y asiento tanto para el medidor principal como para el secundario, tablas de corrección de volumen por contracción para los tanques tipo Moss y SPB, y además otras posibles tablas de corrección dependiendo el tipo de dispositivo de medida.

- Instrumentos de medición de nivel de GNL en un metanero. Cada tanque tiene instalado normalmente dos sistemas de medición de nivel, uno diseñado como principal o “primario” y otro como “secundario”. Los medidores de capacitancia y microondas (radar) son lo que se usan normalmente como principales o “primarios”, el medidor secundario suele ser de flotador.

- Recientemente se ha desarrollado un sistema de láser (llamado LIDAR) pero para la industria su uso se limita a muy pocos buques de GNL. En el apéndice 5 se presenta información más detallada sobre este tipo de medidor. Algunos buques muy antiguos todavía utilizan un sistema de medida con burbujas de nitrógeno, que se basan en el conocimiento de la densidad de GNL para dar unas lecturas exactas.

- Sondas de temperatura distribuidos a lo largo de la altura de los tanques.

- Otros dispositivos necesarios para calcular los factores de corrección.

Nota: Sistemas automatizados

El cálculo para determinar el volumen de GNL se puede automatizar procesando el nivel, la temperatura y medidas de presión, teniendo en cuenta las tablas de calibración y corrección citadas previamente para producir un informe que cumpla los requisitos del CTS. Los buques de GNL pueden disponer de sistemas automatizados certificados que aseguren el cumplimento de los requisitos del CTS. Véase apartado 3.2.7.

2.3.2. Para la determinación de la densidad y el poder calorífico superior del GNL

La determinación de la densidad y del poder calorífico superior del GNL transferido se realiza a partir de la composición media del GNL obtenida mediante:

- Toma de muestras en continuo o discontinuo de GNL en la(s) línea(s) de transferencia entre el barco y la Terminal,

- Análisis cromatográfico del gas,

seguido de:

- Cálculo de la densidad basado en la composición media del GNL, su temperatura media y los coeficientes dados por la “National Bureau of Standards” para la densidad [10].

- Cálculo del poder calorífico superior basado en la composición media del GNL y en parámetros de sus componentes (PCS, volumen molar, peso molecular) dados en tablas de referencias o en normas.

La toma de muestras y análisis de GNL en la Terminal de carga se realiza en la(s) línea(s) antes de la posible vaporización (flash) en los tanques del barco. Si se produce la vaporización en los tanques de carga del


8

barco, tendrá lugar un cambio de composición del GNL ya que los componentes más volátiles (nitrógeno y metano) son los que se vaporizan preferentemente y vuelven a tierra por la línea de retorno de vapor. Por lo tanto, este efecto se debería de evitar, o reducirse al mínimo, p. Ej. asegurando que la presión en los tanques de carga del barco es suficientemente mayor que la presión de vapor saturada del GNL cargado.

Nota informativa:

Un nuevo método de análisis de GNL

En el momento de la publicación de esta tercera edición, se propone un nuevo método de análisis de GNL basado en el análisis directo (en línea) de la transferencia de GNL usando la espectroscopia Raman. A este nuevo método se le están realizando pruebas piloto con el objetivo de conseguir su validación y uso en la industria (véase el apéndice 6).

Un método alternativo para la predicción y estimaci ón de la densidad y PCS del GNL.

Durante el viaje del buque una pequeña fracción del GNL cargado en el puerto de origen se vaporiza (BOG) debido a la trasferencia de calor, a pesar del aislamiento criogénico del exterior de los tanques (a no ser que el buque disponga de un sistema de relicuación del BOG generado a lo largo de todo el viaje). Debido a los diferentes puntos de ebullición de los componentes del GNL (entre -196 ºC y 36 ºC), dicha vaporización no es homogénea. Este fenómeno se llaman envejecimiento y su consecuencia fundamental es la modificación de la composición y propiedades iniciales con el tiempo.

GERG (Grupo Europeo de Investigación del Gas) ha desarrollado una aplicación, llamada MOLAS, con el objetivo de predecir los cambios de composición en el GNL durante su trasporte en buque desde el puerto de carga (origen) hasta el puerto de descarga (destino).

La aplicación MOLAS puede proporcionar una predicción y estimación razonablemente buena de la composición y propiedades en destino, como por ejemplo PCS, Índice de Wobbe, densidad del GNL y temperatura. Para más información véase el apéndice 10.

2.3.3. Para la determinación de la energía del gas desplazado

La energía del gas desplazado puede determinarse mediante:

- Toma de muestras del gas desplazado

- Análisis cromatográfico (de la muestra de gas) para el cálculo del poder calorífico superior

- Medida de la presión y la temperatura en el interior de los tanques del metanero

Sin embargo, para la determinación de la energía desplazada, algunos parámetros tales como la presión, composición del gas y la temperatura pueden ser estimados a partir de la experiencia y tomados como una constante en las operaciones de intercambio de GNL antes y después de la carga/descarga.

Por ejemplo, también puede considerarse que el gas desplazado es una mezcla fija de nitrógeno y metano, o metano puro. Esta consideración apenas aumentará la incertidumbre total.

2.3.4. Para la determinación de la energía “Gas a sala de máquinas”

Entre todas las partes involucradas se puede llegar al acuerdo de permitir el consumo de gas en la sala de

máquinas del buque de GNL durante y entre la apertura y cierre del Custody Transfer (CTS). Esto podría asegurar una operación de baja emisión de las máquinas durante el atraque pudiendo favorecer el empleo de boil-off, algunas veces complementado por el GNL gasificado mejor que con fuel oil. Esta práctica puede permitir al operador del buque de GNL cumplir con el Anexo VI de MARPOL (revisión de octubre de 2008).

Se recomienda en este caso que el buque de GNL tenga el equipo de medición apropiado a bordo y los procedimientos aceptados por ambas partes para medir con exactitud el consumo de energía de gas en la sala de máquinas entre la apertura y cierre del Custody Transfer (CTS), y que este consumo de energía a bordo se tenga en cuenta como el “Gas a Sala de Máquinas " según la fórmula general del apéndice 2.1. Sin embargo, para simplificar el proceso ambas partes pueden tomar una decisión comercial de mutuo acuerdo para establecer una cantidad/volumen fija de gas por descarga.

2.3.5. Recalibración periódica de los instrumentos

Se recomienda que, a no ser que esté especificado por las autoridades económicas o por la “Classification Society”, el comprador y vendedor deben ponerse de acuerdo en la periodicidad de la recalibración; por ejemplo, cada vez que vayan a dique seco.

2.4. NORMALIZACIÓN Existen normas internacionales para los métodos clásicos y las técnicas utilizadas en el Custody Transfer de GNL tales como, la ISO 6568 para cromatografía de gases y la ISO 6976 para el cálculo del poder calorífico del gas.

Por otra parte, existen acuerdos específicos, de suministro, trasporte y compra, tales como GPA 2261-2000 para la cromatografía de gas e IP 251/76 O GPA 2145-2009 Y GPA 2172-2009 para el cálculo del PCS del gas. El Comprador y el Vendedor pueden aprobar el uso de una de estas ediciones, por lo general la edición más reciente.

En cuanto a métodos y técnicas relacionadas con procedimientos de medida y cálculo de GNL, la organización ISO ha publicado diversa normativa (ver anexo 2). Las recomendaciones incluidas en esos documentos y en futuras normas internacionales pueden ser adoptadas para los procedimientos de medida y cálculo.

2.5. CARGA O DESCARGA PARCIAL DE METANEROS

En los últimos años se ha producido un aumento a nivel mundial del comercio de GNL a corto plazo y el mercado spot, lo que supone la implicación de dos nuevas tendencias de operaciones en el transporte de GNL:

- Cada vez más comercializadores usan buques como almacenamiento flotante de GNL.

- Algunos comercializadores están considerando o han llevado a cabo descargas/cargas parciales de los buques de GNL.


9

En la realización de dichas operaciones, se debe de prestar atención a los siguientes puntos:

- Seguridad en las operaciones entre barco/Terminal

- Procedimientos apropiados en el Custody Transfer barco/Terminal.

Véase en el apéndice 7, las recomendaciones para la práctica segura en la carga/descarga parcial de GNL.

3. MEDIDA DEL VOLUMEN 3.1. TABLAS DE CÁLCULO 3.1.1. Uso de las tablas de cálculo

Las tablas de cálculo son tablas numéricas que relacionan la altura del líquido en un tanque del metanero con el volumen que contienen. En ocasiones, este volumen debe ser corregido tomando en consideración varios factores.

Normalmente un inspector independiente realiza las tablas de cálculo durante la construcción del metanero. Ellos tienen en cuenta la configuración del tanque, su contracción dependiendo de la temperatura del líquido y el volumen ocupado por diferentes equipos, por ejemplo, bombas de carga.

Las tablas de calibración están normalmente divididas en:

- tablas de cálculo principales: correlación altura/volumen en condiciones ideales,

- tablas de corrección basadas en las condiciones reales del metanero y su instrumentación.

Cada metanero tiene sus propias tablas para cada tanque. Generalmente se proporciona el volumen para diferentes alturas variando dicha altura cm a cm; el volumen para alturas intermedias, expresadas en mm, se calcula mediante interpolación. Un ejemplo de estas tablas de cálculo se puede observar en la tabla 1.

Para evitar las interpolaciones, ya que pueden ser fuente de inexactitud, algunas veces se desarrollan las zonas de las tablas que más se utilizan; es decir, para alturas entre 10 y 60 cm y alturas que corresponden a un volumen entre el 95% y 98% del volumen total del tanque, proporcionándose el volumen para cada altura, variando dicha altura de mm en mm. En estos casos la determinación del volumen se reduce a una simple lectura en la tabla (ver tabla 2 y tabla 3).

Los ejemplos utilizados en esta sección se han tomado de un buque con tanques de carga con forma de prisma. Generalmente se aplican los mismos principios a los buques con otro tipo de tanques (esféricos u otras formas).

Existen varios métodos para realizar estas tablas entre los que destacan:

- macrometrología con cintas

- sistema de medida por laser

- sistema de medida por fotogrametría.

Para más detalles sobre los procedimientos de calibración de tanques consultar la normativa ISO existente (ver anexo 2).

3.1.2. Tablas de corrección

Las tablas de cálculo se completan con las tablas de corrección establecidas de acuerdo con:

- La posición del metanero (orientación/ inclinación).

- La temperatura media del GNL dentro del tanque que afecta a la contracción o expansión del tanque.

- La temperatura en la fase gaseosa y/o la densidad del GNL, que afecta a los medidores de nivel.

Las tablas de cálculo de los tanques pueden incluir un ejemplo de cómo llevar a cabo el cálculo del volumen a partir de las medidas obtenidas.

Es necesario destacar que los metaneros poseen normalmente dos sistemas de medición de nivel en cada tanque (a menudo de diferentes tipos). Las tablas de corrección son específicas para cada sistema de medición. Si se utilizan las tablas de corrección para un medidor equivocado pueden aparecer inexactitudes importantes.

3.1.2.1 Corrección dependiendo de la posición del metanero

Las tablas se realizan para un metanero con una inclinación y orientación (escora/asiento) igual a cero. Por lo tanto será necesario corregir la lectura del nivel cuando la inclinación y la orientación sean distintas de cero.

Las tablas de corrección tienen en cuenta:

- la posición del medidor de nivel en los tanques

- el asiento del metanero (ver figura 1)

- la escora del metanero (ver figura 2)

Estas correcciones pueden ser negativas o positivas. De esta forma la altura real será igual a la suma algebraica del nivel leído, la corrección para la escora y la corrección para el asiento. Estas tablas están en grados para la escora y en metros para el asiento, con intervalos prefijados. Para valores intermedios es necesario interpolar.

En la práctica, el oficial del metanero tratará de colocarlo con una inclinación y orientación igual a cero (o próximo).

3.1.2.2 Correcciones respecto a las temperaturas en las fases líquida y gaseosa

Las correcciones corresponden a las variaciones de volumen que resultan de las contracciones del tanque y su aislamiento debido a la temperatura de las fases líquida y gaseosa.

Este fenómeno es de importancia en los metaneros con tanques autosoportados (self-supporting). En la tabla 4 se muestra un ejemplo.

3.1.3. Aceptación por las autoridades

Las tablas de cálculo pueden ser aprobadas bien por las autoridades de los países relacionados con la compra-venta de GNL o por organismos independientes. En la práctica, debido a la importancia del mercado japonés de GNL y su certificación por


10

parte del NKKK, la gran mayoría de metaneros poseen esta certificación.

Esta aceptación es válida por un periodo de tiempo limitado, generalmente entre 10 y 12 años, o menos en función de las necesidades de la Terminal de GNL, siempre que no existan modificaciones en los tanques. En la Unión Europea, esta aceptación corresponde a la Directiva Comunitaria.

Cuando un metanero se pone en servicio es preciso presentar una lista de todos los trabajos realizados en los tanques y éstos deben ser inspeccionados ya que cualquier modificación puede afectar al volumen.

En el caso de cualquier deformación o modificación del tanque las tablas de cálculo deben ser también modificadas.

Las normas aplicadas son las siguientes:

- ISO 8311:1989 Refrigerated light hydrocarbon fluids – Calibration of membrane tanks and independent prismatic tanks in ships – Physical measurement,

- ISO 9091-1:1991 Refrigerated light hydrocarbon fluids – Calibration of spherical tanks in ships – Part 1: Stereo photogrammetry,

- ISO 9091-2:1992 Refrigerated light hydrocarbon fluids – Calibration of spherical tanks in ships – Part 2: Triangulation measurement.

3.1.4. Incertidumbre de las tablas de cálculo

La incertidumbre certificada generalmente por las calibraciones del contratista, a temperatura ambiente, es de ±0.2%. El estudio llevado a cabo por la “National Bureau of Standards” (NBS) [8] sobre la calibración de los tanques de los metaneros muestra que la incertidumbre real es mucho menor y que se encuentra entre ±0.05% y ± 0.1%.

También, de acuerdo a este estudio, la incertidumbre sistemática debida a la contracción de los tanques una vez que han sido enfriados no es superior al 0.07%. Por lo tanto en un tanque de 26000 m3, la incertidumbre máxima garantizada es de ± 52 m3 de GNL; sin embargo, en la práctica este valor se reduce a la mitad teniendo en cuenta el estudio de la NBS señalado anteriormente.


11

TABLA 1: EJEMPLO DE TABLAS DE CÁLCULO CON UNA ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN IGUAL A CERO

ALTURA VOLUMEN ALTURA VOLUMEN ALTURA VOLUMEN ALTURA VOLUMEN ALTURA VOLUMEN

m m3 m m3 m m3 m m3 m m3

0.00 5.51 0.25 233.02 0.50 464.94 0.75 701.27 1.00 942.01

0.01 14.52 0.26 242.21 0.51 474.31 0.76 710.82 1.01 951.73

0.02 23.54 0.27 251.41 0.52 483.69 0.77 720.37 1.02 961.46

0.03 32.57 0.28 260.62 0.53 493.07 0.78 729.93 1.03 971.20

0.04 41.61 0.29 269.83 0.54 502.46 0.79 739.50 1.04 980.94

0.05 50.66 0.30 279.05 0.55 511.86 0.80 749.07 1.05 990.69

0.06 59.71 0.31 288.28 0.56 521.26 0.81 758.65 1.06 1000.45

0.07 68.77 0.32 297.52 0.57 530.67 0.82 768.24 1.07 1010.21

0.08 77.83 0.33 306.76 0.58 540.09 0.83 777.83 1.08 1019.98

0.09 86.90 0.34 316.01 0.59 549.52 0.84 787.43 1.09 1029.76

0.10 95.98 0.35 325.26 0.60 558.95 0.85 797.04 1.10 1039.54

0.11 105.07 0.36 334.52 0.61 568.39 0.86 806.66 1.11 1049.33

0.12 114.16 0.37 343.79 0.62 577.83 0.87 816.28 1.12 1059.13

0.13 123.26 0.38 353.07 0.63 587.29 0.88 825.91 1.13 1068.94

0.14 132.37 0.39 362.36 0.64 596.75 0.89 835.54 1.14 1078.75

0.15 141.49 0.40 371.65 0.65 606.21 0.90 845.19 1.15 1088.57

0.16 150.61 0.41 380.94 0.66 615.69 0.91 854.84 1.16 1098.40

0.17 159.74 0.42 390.25 0.67 625.17 0.92 864.50 1.17 1108.23

0.18 168.87 0.43 399.56 0.68 634.66 0.93 874.16 1.18 1118.07

0.19 178.02 0.44 408.88 0.69 644.15 0.94 883.83 1.19 1127.92

0.20 187.17 0.45 418.21 0.70 653.66 0.95 893.51 1.20 1137.78

0.21 196.32 0.46 427.54 0.71 663.17 0.96 903.20 1.21 1147.64

0.22 205.49 0.47 436.88 0.72 672.68 0.97 912.89 1.22 1157.51

0.23 241.66 0.48 446.23 0.73 682.21 0.98 922.59 1.23 1167.39

0.24 223.84 0.49 455.58 0.74 691.74 0.99 932.30 1.24 1177.27

Volumen total: 25577.680 metros cúbicos.


12

TABLA 2: EJEMPLO DE UNA TABLA DE CÁLCULO, CON INTERVALO S EN MM, PARA LA PARTE INFERIOR DEL TANQUE

ALTURA +0 MM + 1 MM + 2 MM + 3 MM + 4 MM + 5 MM + 6 MM + 7 MM + 8 MM + 9 MM

0.10 41.340 41.750 42.160 42.570 42.980 43.390 43.800 44.210 44.620 45.030

0.11 45.440 45.851 46.262 46.673 47.084 47.495 47.906 48.317 48.728 49.139

0.12 49.550 49.962 50.374 50.786 51.198 51.610 52.022 52.434 52.846 53.258

0.13 53.670 51.082 54.494 54.906 55.318 55.730 56.142 56.554 56.966 57.378

0.14 57.790 58.202 58.614 59.026 59.438 59.850 60.262 60.674 61.086 61.498

0.15 61.910 62.323 62.736 63.149 63.562 63.975 64.388 64.801 65.214 65.627

0.16 66.040 66.454 66.868 67.282 67.696 68.110 68.524 68.938 69.352 69.766

0.17 70.180 70.594 71.008 71.422 71.836 72.250 72.664 73.078 73.492 73.906

0.18 74.320 71.734 75.148 75.562 75.976 76.390 76.804 77.218 77.632 78.046

0.19 78.460 78.875 79.290 79.705 80.120 80.535 80.950 81.365 81.780 82.195

0.20 82.610 83.026 83.442 83.858 84.274 84.690 85.106 85.522 85.938 86.354

0.21 86.770 87.186 87.602 88.018 88.434 88.850 89.266 89.682 90.098 90.514

0.22 90.930 91.347 91.764 92.181 92.598 93.015 93.432 93.849 94.266 94.683

0.23 95.100 95.517 95.934 96.351 96.768 98.185 97.602 98.019 98.436 98.853

0.24 99.270 99.688 100.106 100.524 100.942 101.360 101.778 102.196 102.614 103.032

0.25 103.450 103.868 104.286 104.704 105.122 105.540 105.958 106.376 106.794 107.212

0.26 107.630 108.049 108.468 108.887 109.306 109.725 110.144 110.563 110.982 111.401

0.27 111.820 112.239 112.658 113.077 113.496 113.915 114.334 114.753 115.172 115.591

0.28 116.010 116.430 116.850 117.270 117.690 118.110 118.530 118.950 119.370 119.790

0.29 120.210 120.630 121.050 121.470 121.890 122.310 122.730 123.150 123.570 123.990

0.30 124.410 124.831 125.252 125.673 126.094 126.515 126.936 127.357 127.778 128.199

0.31 128.620 129.042 129.464 129.886 130.308 130.730 131.152 131.574 131.996 132.418

0.32 132.840 133.262 133.684 134.106 134.528 134.950 135.372 135.794 136.216 136.638

0.33 137.060 137.482 137.904 138.326 138.748 139.170 139.592 140.014 140.436 140.858

0.34 141.280 141.703 142.126 142.549 142.972 143.395 143.818 144.241 144.664 145.087

0.35 145.510 145.934 146.358 146.782 147.206 147.630 148.054 148.478 148.902 149.326

0.36 149.750 150.174 150.598 151.022 151.446 151.870 152.294 152.718 153.142 153.566

0.37 153.990 154.414 154.838 155.262 155.686 156.110 156.534 156.958 157.382 157.806

0.38 158.230 158.655 159.080 159.505 159.930 160.355 160.780 161.205 161.630 162.055

0.39 162.480 162.906 163.332 163.758 164.184 164.610 165.036 165.462 165.888 166.314

0.40 166.740 167.166 167.592 168.018 168.444 168.870 169.296 169.722 170.148 170.574

0.41 171.000 171.427 171.854 172.281 172.708 173.135 173.562 173.989 174.416 174.843

0.42 175.27 175.697 176.124 176.551 176.978 177.405 177.832 178.259 178.686 179.113

0.43 179.540 179.968 180.396 180.824 181.252 181.680 182.108 182.536 182.964 183.392

0.44 183.820 184.248 184.676 185.104 185.532 185.960 186.388 186.816 187.244 187.672

0.45 188.100 188.529 188.958 189.387 189.816 190.245 190.674 191.103 191.532 191.961

0.46 192.390 192.819 193.248 193.677 194.106 194.535 194.964 195.393 195.822 196.251

0.47 196.680 197.110 197.540 197.970 198.400 198.830 199.260 199.690 200.120 200.550

0.48 200.980 201.410 201.840 202.270 202.700 203.130 203.560 203.990 204.420 204.850

0.49 205.280 205.711 206.142 206.573 207.004 207.435 207.866 208.297 208.728 209.159

0.50 209.590 210.022 210.454 210.886 211.318 211.750 212.182 212.614 213.046 213.478

0.51 213.910 214.341 214.772 215.203 215.634 216.065 216.496 216.927 217.358 217.789

0.52 218.220 218.653 219.086 219.519 219.952 220.385 220.818 221.251 221.684 222.117

0.53 222.550 222.983 223.416 223.849 224.282 224.715 225.148 225.581 226.014 226.447

0.54 226.880 227.313 227.746 228.179 228.612 229.045 229.478 229.911 230.344 230.777

0.55 231.210 231.644 232.078 232.512 232.946 233.380 233.814 234.248 234.682 235.116

0.56 235.550 235.985 236.420 236.855 237.290 237.725 238.160 238.595 239.030 239.465

0.57 239.900 240.335 240.770 241.205 241.640 242.075 242.510 242.945 243.380 243.815

0.58 244.250 244.686 245.122 245.558 245.994 246.43 246.866 247.302 247.738 248.174

0.59 248.610 249.046 249.482 249.918 250.354 250.790 251.226 251.662 252.098 252.534

Altura en metros, volumen en metros cúbicos.


13

TABLA 3: EJEMPLO DE UNA TABLA DE CÁLCULO, CON INTERVALO S EN MM, PARA LA PARTE SUPERIOR DEL TANQUE HEIGHT +0 MM + 1 MM + 2 MM + 3 MM + 4 MM + 5 MM + 6 MM + 7 MM + 8 MM + 9 MM

21.75 26021.430 26022.439 26023.448 26024.457 26025.466 26026.475 26027.484 26028.493 26029.502 26030.511

21.76 26031.520 26032.527 26033.534 26034.541 26035.548 26036.555 26037.562 26038.569 26039.576 26040.583

21.77 26041.590 26042.598 26043.606 26044.614 26045.622 26046.630 26047.638 26048.646 26049.654 26050.662

21.78 26051.670 26052.675 26053.680 26054.685 26055.690 26056.695 26057.700 26058.705 26059.710 26060.715

21.79 26061.720 26062.726 26063.732 26064.738 26065.744 26066.750 26067.756 26068.762 26069.768 26070.774

21.80 26071.780 26072.786 26073.792 26074.798 26075.804 26076.810 26077.816 26078.822 26079.828 26080.834

21.81 26081.840 26082.843 26083.846 26084.849 26085.852 26086.855 26087.858 26088.861 26089.864 26090.867

21.82 26091.870 26092.873 26093.876 26094.879 26095.882 29096.885 26097.888 26098.891 26099.894 26100.897

21.83 26101.900 26102.903 26103.906 26104.909 26105.912 26106.915 26107.918 26108.921 26109.924 26110.927

21.84 26111.930 26112.932 26113.934 26114.936 26115.938 26116.940 26117.942 26118.944 26119.946 26120.948

21.85 26121.950 26122.951 26123.952 26124.953 26125.954 26126.955 26127.956 26128.957 26129.958 26130.959

21.86 26131.960 26132.961 26133.962 26134.963 26135.964 26136.965 26137.966 26138.967 26139.968 26140.969

21.87 26141.970 26142.969 26143.968 26144.967 26145.966 26146.965 26147.964 26148.963 26149.962 26150.961

21.88 26151.960 26152.959 26153.958 26154.957 26155.956 26156.955 26157.954 26158.953 26159.952 26160.951

21.89 26161.950 26162.950 26163.950 26164.950 26165.950 26166.950 26167.950 26168.950 26169.950 26170.950

21.90 26171.950 26172.947 26173.944 26174.941 26175.938 26176.935 26177.932 26178.929 26179.926 26180.923

21.91 26181.920 26182.918 26183.916 26184.914 26185.912 26186.910 26187.908 26188.906 26189.904 26190.902

21.92 26191.900 26192.896 26193.892 16194.888 26195.884 26196.880 26197.876 26198.872 26199.868 26200.864

21.93 26201.860 26202.855 26203.850 26204.845 26205.840 26206.835 26207.830 26208.825 26209.820 26210.815

21.94 26211.810 26212.806 26213.802 26214.798 26215.794 26216.790 26217.786 26218.782 26219.778 26220.774

21.95 26221.770 26222.763 26223.756 26224.749 26225.742 26226.735 26227.728 26228.721 26229.714 26230.707

21.96 26231.700 26232.693 26233.686 26234.679 26235.672 26236.665 26237.658 26238.651 26239.644 26240.637

21.97 26241.630 26242.624 26243.618 26244.613 26245.606 26246.600 26247.594 26248.588 26249.582 26250.576

21.98 26251.570 26252.562 26253.554 26254.546 26255.538 26256.530 26257.522 26258.514 26259.506 26260.498

21.99 26261.490 26262.480 26263.470 26264.460 26265.450 26266.440 26267.430 26268.420 26269.410 26270.400

22.00 23271.390 26272.383 26273.376 26274.369 26275.362 26276.355 26277.348 26278.341 26279.334 26280.327

22.01 26281.320 26282.309 26283.298 26284.287 26285.276 26286.265 26287.254 26288.243 26289.232 26290.221

22.02 26291.210 26292.200 26293.190 26294.180 26295.170 26296.160 26297.150 26298.140 26299.130 26300.120

22.03 26301.110 26302.098 26303.086 26304.074 26305.062 26306.050 26307.038 26308.026 26309.014 26310.002

22.04 26310.990 26311.978 26312.966 26313.954 26314.942 26315.930 26316.918 26317.906 26318.894 26319.882

22.05 26320.870 26321.858 26322.846 26323.834 26324.822 26325.810 26326.798 26327.786 26328.774 26329.762

22.06 26330.750 26331.736 26332.722 26333.708 26334.694 26335.680 26336.666 26337.652 26338.638 26339.624

22.07 26340.610 26341.595 26342.580 26343.565 26344.550 26345.535 26346.520 26347.505 26348.490 26349.475

22.08 26350.460 26351.446 26352.432 26353.418 26354.404 26355.390 26356.376 26357.362 26358.348 26359.334

22.09 26360.320 26361.304 26362.288 26363.272 26364.256 26365.240 26366.224 26367.208 26368.192 26369.176

22.10 26370.160 26371.144 26372.128 26373.112 26374.096 26375.080 26376.064 26377.048 26378.032 26379.016

22.11 26380.000 26380.984 26381.968 26382.952 26383.936 26384.920 26385.904 26386.888 26387.872 26388.856

22.12 26389.840 26390.821 26391.802 26392.783 26393.764 26394.745 26395.726 26396.707 26397.688 26398.669

22.13 26399.650 26400.631 26401.612 26402.593 26403.574 26404.555 26405.536 26406.517 26407.498 26408.479

22.14 26409.460 26410.442 26411.424 26412.406 26413.388 26414.370 26415.352 26416.334 26417.316 26418.298

22.15 26419.280 26420.260 26421.240 26422.220 26423.200 26424.180 26425.160 26426.140 26427.120 26428.100

22.16 26429.080 26430.060 26431.040 26432.020 26433.000 26433.980 26434.960 26435.940 26436.920 26437.900

22.17 26438.880 26439.858 26440.836 26441.814 26442.792 26443.770 26444.748 26445.726 26446.704 26447.682

22.18 26448.660 26449.638 26450.616 26451.594 26452.572 26453.550 26454.528 26455.506 26456.484 26457.462

22.19 26458.440 26459.418 26460.396 26461.374 26462.352 26463.330 26464.308 26465.286 26466.264 26467.242

22.20 26468.220 26469.196 26470.172 26471.148 26472.124 26473.100 26474.076 26475.052 26476.028 26477.004

22.21 26477.980 26478.955 26479.930 26480.905 26481.880 26482.855 26483.830 26484.805 26485.780 26486.755

22.22 26487.730 26488.707 26489.684 26490.661 26491.630 26492.615 26493.592 26494.569 26495.546 26496.523

22.23 26497.500 26498.473 26499.446 26500.419 26501.392 26502.365 26503.338 26504.311 26505.284 26506.257

Altura en metros, volumen en metros cúbicos.


14

FIGURA 1

La escora se representa mediante un ángulo α expresado en grados respecto a babor. En el caso ilustrado la corrección será negativa.

FIGURA 2

El asiento se expresa en metros o en fracciones de metro, según la diferencia entre los calados de proa y popa. La corrección es negativa o positiva dependiendo de si la proa del metanero está o no sumergida en el agua. En el caso que se ilustra la corrección será negativa.

Nivel del mar

Proa Popa

Nivel del mar


15

TABLA 4: EJEMPLO DE CORRECCIONES DE VOLUMEN EN FUNCIÓN DE LAS TEMPERATURAS DEL TANQUE PARA TANQUES AUTOSOPORTADOS (SELF-SUPPORTING)

Vt = K. V-160°C

T °C K T °C K

-165.0 0.99980 -160.8 0.99997

-164.9 0.99980 -160.7 0.99997

-164.8 0.99981 -160.6 0.99998

-164.7 0.99981 -160.5 0.99998

-164.6 0.99981 -160.4 0.99998

-164.5 0.99982 -160.3 0.99999

-164.4 0.99982 -160.2 0.99999

-164.3 0.99983 -160.1 1.00000

-164.2 0.99983 -160.0 1.00000

-164.1 0.99983 -159.9 1.00000

-164.0 0.99984 -159.8 1.00001

-163.9 0.99984 -159.7 1.00001

-163.8 0.99985 -159.6 1.00002

-163.7 0.99985 -159.5 1.00002

-163.6 0.99985 -159.4 1.00002

-163.5 0.99986 -159.3 1.00003

-163.4 0.99986 -159.2 1.00003

-163.3 0.99987 -159.1 1.00004

-163.2 0.99987 -159.0 1.00004

-163.1 0.99987 -158.9 1.00005

-163.0 0.99988 -158.8 1.00005

-162.9 0.99988 -158.7 1.00005

-162.8 0.99989 -158.6 1.00006

-162.7 0.99989 -158.5 1.00006

-162.6 0.99989 -158.4 1.00007

-162.5 0.99990 -158.3 1.00007

-162.4 0.99990 -158.2 1.00008

-162.3 0.99991 -158.1 1.00008

-162.2 0.99991 -158.0 1.00008

-162.1 0.99991 -157.9 1.00009

-162.0 0.99992 -157.8 1.00009

-161.9 0.99992 -157.7 1.00010

-161.8 0.99993 -157.6 1.00010

-161.7 0.99993 -157.5 1.00010

-161.6 0.99993 -157.4 1.00011

-161.5 0.99994 -157.3 1.00011

-161.4 0.99994 -157.2 1.00012

-161.3 0.99995 -157.1 1.00012

-161.2 0.99995 -157.0 1.00013

-161.1 0.99995 -156.9 1.00013

-161.0 0.99996 -156.8 1.00013

-160.9 0.99996 -156.7 1.00014


16

3.2. INSTRUMENTACIÓN Y MÉTODOS PARA LA MEDIDA DE NIVEL DEL LÍQUIDO EN LOS TANQUES DE UN METANERO

3.2.1. Principales instrumentos de medición del nivel del líquido

Los principales tipos de medidores son:

- Medidor por capacitancia eléctrica

- Medidor por flotación

- Medidor por radar

- Medidor por láser: sistema desarrollado recientemente.

Actualmente las normas ISO 18132-1:2006 e ISO 18132-2:2008 son válidas para los medidores de nivel listados anteriormente.

Cualquiera de estos sistemas de medida puede ser utilizado como instrumentación principal para la medida de la altura del líquido en el interior de un tanque de GNL. Normalmente (pero no siempre) se instalan dos, o incluso tres, de estos tipos de medidores. Comprador y vendedor deben establecer cual de ellos va a considerarse como instrumentación principal (primario). El sistema o sistemas de medición de emergencia o de reserva son considerados como instrumentación auxiliar (secundarios).

Sólo una minoría de acuerdos de transporte de GNL no especifican el tipo instrumentación sino la exactitud requerida (Ej. ± 5.0 mm o mejor). En barcos antiguos se pueden encontrar otros equipos de medición como son los sistemas de burbujeo de nitrógeno pero la exactitud de ellos es generalmente más baja y necesitan conocer la densidad real del GNL en el tanque.

La exactitud puede ser verificada en el momento de la medida como se indica a continuación:

- en los medidores por capacitancia eléctrica, mediante un sistema de validación on-line,

- en los medidores por radar, bien mediante la “Verification Pin Test” o bien por comparación con la longitud determinada de cada segmento de tubería, dependiendo del diseño,

- en los medidores por flotador, bien por comparación con el otro sistema de medida o con las lecturas de nivel del instrumento de referencia.

Para la medida del nivel de líquido en atraques expuestos al mar abierto, se pueden considerar sistemas de filtrado aceptados y aprobados por los inspectores como aptos para ser integrados en las operaciones de intercambio de GNL. Estos sistemas de filtrado se desarrollaron específicamente para su uso en alta mar, donde se pueden esperar grandes fluctuaciones del nivel. La siguiente revisión de la norma ISO 10976 incluirá información sobre este sistema.

3.2.1.1 Medidor de nivel por capacitancia eléctrica

El medidor por capacitancia eléctrica (ver figura 3) está formado por dos tubos concéntricos hechos de aluminio o de acero inoxidable, dependiendo de la construcción del tanque de GNL. El tubo interior está fijado al tubo exterior por medio de aislantes concéntricos colocados a intervalos de espacio regulares a lo largo de todo el tubo. El resultado es una serie de condensadores cilíndricos que presentan la misma altura que el tanque del metanero.

El GNL, dependiendo del nivel que exista, ocupará el espacio entre los tubos concéntricos. El líquido afecta a las características dieléctricas de los condensadores formados por los tubos de tal manera que midiendo el cambio en la capacitancia puede obtenerse la altura del líquido en el espacio anular y, por lo tanto, el nivel del líquido en el tanque. La contracción del conjunto a baja temperatura debe tenerse en cuenta para corregir la medida de nivel.

La exactitud que proporciona el medidor debe ser la resultante de la calibración de las dimensiones, de la linealidad del condensador y de los elementos electrónicos, con un valor máximo de ± 5.0 mm [1].

3.2.1.2 Medidor de nivel por flotación

Las medidas se realizan con un flotador colgado de un cable o cinta (ver figura 4). De acuerdo con el nivel del líquido, el flotador se desplaza y el cable va enrollándose en un tambor donde se van registrando las vueltas. Esto permite conocer la posición del flotador y, por tanto, el nivel del líquido en el tanque.

En los medidores de flotador es necesario tener en cuenta la contracción del cable dependiendo de la temperatura en la fase gaseosa, de la altura y la densidad del líquido, las cuales afectan a la flotación del medidor. Existen tablas con factores de corrección tabulados para tener en cuenta estos efectos.

Las correcciones por temperatura se requieren sólo en aquellos casos donde el cable es de acero inoxidable. En los casos donde el cable es de invar la contracción es mucho menor y se considera despreciable.

La exactitud de este tipo de medidores, diseñados para aplicaciones de la marina, se encuentra en un rango entre ±4 mm y ±8 mm.

3.2.1.3 Medidor de nivel por radar (microondas)

Estos medidores trabajan con el mismo principio que el del radar de un barco (ver figura 5). Se instala un transmisor/receptor en la parte superior del tanque del metanero y éste emite microondas verticales hacia abajo, es decir, hacia la superficie del líquido. La señal es reflejada por la superficie del líquido, se recibe por la antena del transmisor y se envía al panel de control. La señal se procesa entonces para determinar la distancia de la superficie del líquido al transmisor. Normalmente se deben de tener uno o más receptores/transmisores certificados de repuesto por si falla el equipo.


17

Debido a que todos los componentes del sistema de detección de nivel se encuentran situados en el exterior del tanque, existe la posibilidad del cambio de los componentes del sistema de medición en servicio.

Sin embargo el medidor por radar requiere de un componente crítico y complejo que es un tubo rígido que actúa de guía para las ondas (parecido al ánima rayada de un cañón).

Existen diferentes tipos de tubos de medición usados para los medidores de nivel por microondas. Es necesario prestar especial atención a los atenuadores de fondo, ya que pueden limitar la altura mínima medible, y por lo tanto la exactitud, debido a su montaje.

La exactitud de este tipo de medidores puede ser ±5.0 mm o mejor.

3.2.1.4 Medidor de nivel por láser

La tecnología basada en sensores láser (LIDAR) ha sido introducida recientemente en la medida de nivel (ver apéndice 5).

La unidad de láser consiste en un rayo láser de baja potencia que está instalada encima de la cubierta orientada hacia la superficie del líquido, y se aísla del tanque mediante una mirilla. El rayo se protege mediante un tubo rígido de las influencias adversas en sus medidas que puedan surgir en el interior del tanque. En los medidores de láser este tubo rígido no se emplea como guía para la señal, su construcción es simple y sigue siendo relativamente barato.

El intervalo de tiempo que transcurre entre los pulsos transmitidos y los recibidos se mide con precisión y es procesado para determinar la distancia de la superficie de líquido al transmisor y, por lo tanto, la altura de vacío.

Las medidas de nivel no se ven afectadas por cambios en la composición del GNL ni por cambios en las propiedades físicas del tubo rígido. Cuando se realizan mediciones de nivel en la parte inferior del tanque, la exactitud de dichas medidas no se ve afectada por ecos o reflejos cerca del fondo. Este tipo de medidor de nivel registra los cambios dinámicos en el nivel de GNL. La precisión de este tipo de medidor es ±7.5 mm o mejor.

3.2.2. Periodicidad en la medida de nivel

Las directrices generales están descritas en la norma ISO 6578 – Refrigerated hydrocarbons liquid – static measurement – calculation procedure.

Es importante que las lecturas de nivel sean tomadas en condiciones estáticas sin flujo de gas ni de líquido en el metanero.

Siempre que sea factible, debe reducirse al mínimo posible el tiempo transcurrido entre la toma de la medida y el comienzo de la transferencia. Lo mismo debe aplicarse para la medida de nivel tras la carga/descarga, que deberá realizarse una vez que las líneas se hayan drenado correctamente y los niveles de líquido se hayan estabilizado. Las condiciones de temperatura y las condiciones de las líneas de los buques (llenas ó vacías) deben permanecer constantes al comenzar y al finalizar el intercambio de GNL. Si se pretende vaciar el buque

completamente y que las líneas queden vacías tras la carga/descarga, es necesario drenar las líneas con tiempo suficiente antes de la toma de medidas para asegurar que la temperatura del sensor de menor temperatura está estable.

3.2.3. Lecturas de nivel

Se recomienda que de todas las lecturas den fe ambas partes, comprador y vendedor. Cada parte debe designar un representante; además ambas deben nombrar conjuntamente a un inspector que actúa como tercera parte neutral y se encarga de verificar y registrar las lecturas CTS (“Custody Transfer Survey”).

Las lecturas de nivel del líquido en los tanques se realizan después de la lectura de la escora (a babor o a estribor) y del asiento (proa o popa) del metanero. Todas estas medidas deben tenerse en cuenta para determinar el nivel de líquido corregido y a partir de él el volumen de GNL en cada tanque del buque. También se miden las temperaturas de la fase líquida y de la fase gaseosa (ver apartado 4.1 y 4.2), así como la presión absoluta de cada tanque. Si dicha presión se mide en términos relativos en lugar de absolutos, se lee también la presión atmosférica.

Asimismo, todas las partes deben acordar de antemano cuáles son las acciones que deben adoptarse en caso de que falle alguna parte del sistema de medida del volumen (por ejemplo considerar el medidor de nivel secundario, calcular los volúmenes manualmente con las tablas de aforo, etc.).

3.2.3.1 Lecturas de nivel con medidores de flotación

Se recomienda colocar el flotador sobre el nivel de líquido antes de realizar las medidas durante el tiempo suficiente para que se enfríe la cinta o el cable y asegurar que la contracción del mismo, si existe, está estabilizada. Así mismo, se aconseja verificar que los precintos de calibración de la unidad del medidor por flotación están intactos.

Los medidores por flotación tienen normalmente dos medidas de referencia, una superior y otra inferior. La medida superior puede comprobarse siempre. Dependiendo del fabricante, dicha medida puede corresponder a una posición de bloqueo del medidor en la posición de referencia o bien a una posición de descanso del flotador en la válvula de aislamiento. Estas lecturas de referencia aparecen en el certificado de calibración del barco y están impresas también en el propio medidor de nivel. Es conveniente que la referencia superior sea verificada antes de tomar las medidas de nivel del tanque.

El nivel de líquido en un tanque no está nunca en calma y es de esperar que se produzca un ligero movimiento del flotador. Incluso cuando el buque no esté expuesto al movimiento de las olas, la lectura del medidor será el promedio entre los picos superior e inferior de las lecturas de nivel.

Si no se detecta fluctuación en el nivel del líquido, puede ser que el flotador se haya “adherido” al tubo del medidor. Si esto ocurre, se recomienda mover hacia arriba y hacia abajo el flotador cierto número de veces para despegarlo y obtener medidas fiables.


18

En ocasiones cuando los tanques del metanero están completamente vacíos, se puede verificar también la referencia inferior del flotador para más exactitud. Dicho punto de referencia suele llamarse “posición de tierra” del flotador.

Siempre que las lecturas remotas del flotador estén disponibles en la sala de control del barco, deben verificarse y ser certificadas para transacciones comerciales antes de ser usadas para propósitos del CTS. Los medidores de nivel por flotación están siempre sujetos en su posición superior durante la travesía de manera que el cable o la cinta no se rompa debido al movimiento del líquido.

3.2.3.2 Lecturas de nivel con medidores por capacitancia y radar

Los métodos de lectura se acuerdan normalmente entre el comprador y el vendedor. El nivel del tanque observado se obtiene a partir del promedio de 5 medidas realizadas a intervalos especificados y regulares.

El método mencionado no es adecuado para Terminales cuyos atraques están expuestos al mar abierto debido a las grandes fluctuaciones de los niveles de líquido. Para hacer frente a esto, algunos fabricantes han desarrollado recientemente unos sistemas de filtrado para promediar las fluctuaciones del nivel y proporcionar un nivel de líquido realista (ver sección 3.2.1).

Las lecturas de nivel están disponibles normalmente en la sala de control del barco y a veces en una sala de instrumentación.

Hoy en día, los buques modernos usan ordenadores para procesar la información, incluyendo el promedio de las lecturas de nivel (5), temperatura y presión, y se basan en tablas de cálculo digitales para obtener un documento impreso que contiene toda la información generada por el barco y requerida en el Custody Transfer. Sin embargo, estos sistemas rara vez incluyen el “gas desplazado” o el “gas a sala de máquinas”, si es aplicable.

3.2.4. Corrección de las lecturas

3.2.4.1 Medidor por flotación

Las lecturas realizadas con los equipos de medición deben corregirse de acuerdo con:

- La escora del metanero,

- El asiento del metanero,

- La densidad del GNL, que afecta a la flotabilidad del flotador,

- El coeficiente de contracción del material y el aislamiento de los tanques. Este coeficiente es más relevante en el caso de tanques autosoportados (tabla 4),

- La temperatura en la fase gaseosa, si la cinta o el cable no es de invar,

- Correcciones estándar y fijas, si es aplicable.

Estas correcciones se realizan usando las tablas específicas para cada una de las correcciones anteriores.

3.2.4.2 Medidor mediante capacitancia, radar y láser

En este caso, normalmente sólo son necesarias las correcciones por escora, asiento y por la contracción de Ios tanques. Para mayor precisión se puede considerar la contracción del medidor de capacitancia a baja temperatura.

Actualmente existen dos tipos principales de medidores de radar (microondas). El primero de ellos se basa en el principio de la velocidad estimada de las ondas microondas en una atmósfera de hidrocarburos de composición predeterminada. Existe una amplia variación de composiciones de GNL disponibles comercialmente. Esta composición tiene un bajo impacto en la exactitud del medidor, excepto por el contenido de nitrógeno en el vapor que puede alterar significativamente la velocidad de la onda y debe ser considerado.

El otro tipo de medidores de radar usa varias referencias hechas de PTFE (Teflón ®) colocadas en posiciones conocidas a lo largo del tubo rígido. Esto permite al sistema calcular con precisión la velocidad de propagación de la onda y adaptarla para hallar el nivel de líquido. La posición de la referencia de PTFE se conoce normalmente a +20 ºC. Para determinar la velocidad de propagación de la onda se corrige la posición de las referencias de acuerdo a la contracción del tubo rígido, la cual se calcula a partir de la temperatura de la fase vapor sobre el nivel de líquido.

En cuanto a las correcciones de las lecturas de los medidores por láser, por favor consulte apéndice 5.

Los sistemas modernos de medición basados en sistemas informáticos pueden disponer de tablas con los datos de la escora y del asiento, bien introducidos manualmente o a partir de sensores externos, y de esta forma aplicar automáticamente las correcciones. Sin embargo, es importante comparar la escora/asiento observados con los datos obtenidos con el sensor.

Dependiendo de la localización del sensor, el arrufo o el quebranto del metanero pueden afectar seriamente a la exactitud de las lecturas.


19

FIGURA 3: MEDIDOR DE NIVEL POR CAPACITANCIA ELÉCTRICA

1. Tubo exterior 2. Tubo interior 3. Aislante eléctrico concéntrico 4. Aislamiento de las secciones del tubo interno mediante una separación o una toma dieléctrica 5. Aislamiento del fondo del tanque 6. Conexiones entre las diferentes secciones del tubo exterior para formar un único conductor eléctrico 7. Conexiones de datos de la señal desde el medidor hasta la caja de conexiones situada en el exterior del

tanque 8. Tanque de GNL


20

FIGURA 4: MEDIDOR DE NIVEL POR FLOTACIÓN

Ventana de lectura

Abrazadera de montaje

Cabeza del medidor sin transmisión remota

Carcasa

Flotador

Cable guía

Líquido GNL

Barra de anclaje

Fondo del tanque

Manivela en posición de funcionamiento

Tambor


21

FIGURA 5: MEDIDOR DE NIVEL POR RADAR (MICROONDAS)

Alimentación eléctrica

Unidad de transmisión

de datos

Ordenador

Unidad de transmisión

Salida señal nivel

Fuente de alimentación

PantallaAntena

Superficie líquido

Fondo tanque

Inte

rior

tanq

ue

Nivel fondo

DL

Microondas

Altura referencia medidor

Cas

co d

el b

uque


22

3.2.5. Uso de un medidor de nivel auxiliar

Cuando el medidor principal o primario no se puede usar, se utilizará el medidor de repuesto, también llamado medidor de nivel secundario, para la medida del nivel de GNL. Por lo tanto, éste debe estar siempre operativo. Normalmente, el medidor de nivel secundario estará también calibrado y certificado. Sin embargo, si solamente se dispone de las tablas de calibración del medidor principal, se necesita una tabla de conversión para considerar la localización respectiva entre el medidor principal y el auxiliar, o las diferencias estadísticas entre las dos medidas de nivel para, de esta forma, realizar las correcciones necesarias las cuales deben aplicarse a la medida de nivel antes de utilizar las tablas de calibración.

Dado que es posible que el sistema de medición de nivel primario falle durante las operaciones de transferencia, y puesto que se recomienda usar el mismo sistema de referencia tanto al comienzo como al final de la transferencia, para determinar el volumen de la carga transferida, es aconsejable que se registren las lecturas tanto del sistema de medida de nivel primario como del secundario al comienzo de las medidas, antes de comenzar las operaciones de transferencia. También debe garantizarse que el medidor de nivel auxiliar mantiene su exactitud dentro de los límites establecidos.

3.2.6. Descarga completa del metanero (vaciado del tanque)

Vaciado del tanque con bombas de barrido:

El metanero necesita ser capaz de continuar descargando una vez que las bombas de carga no puedan seguir funcionando debido al bajo nivel de líquido en el tanque.

Estas operaciones de vaciado requieren varias horas más en el puerto. El vaciado hasta los niveles más bajos se realiza generalmente antes de que se envíe a dique seco programado o para operaciones de carga spot.

La cantidad restante tras el vaciado puede ser vaporizada calentando el metanero hasta una temperatura a la que se considere que el tanque se vacía de GNL; por ejemplo -80 ºC (ya no hay etano líquido) o -40ºC (ya no hay propano líquido). La vaporización del GNL residual se realiza típicamente en el mar, una vez que la descarga ha finalizado y el buque ha abandonado el atraque.

Para conseguir una descarga completa o casi completa de un metanero con tanques prismáticos, dependiendo del tipo de membrana, el buque debe ser orientado de manera que se consiga un vaciado efectivo del mismo y que las lecturas de nivel al final de la operación de descarga sean fiables. En general, los metaneros con tanques prismáticos necesitan estar colocados hacia popa para conseguir la descarga completa o casi completa de la carga. En función del tipo de membrana, la orientación hacia escora también ayuda en el vaciado de los tanques, siempre y cuando no se superen las limitaciones del barco o de la terminal. Independientemente de la configuración de la membrana primaria, algo de GNL siempre permanecerá en el tanque y es necesario cuantificarlo. Un procedimiento alternativo para hacer frente a este problema puede consistir en

descargar el tanque hasta que el nivel del líquido alcance la altura mínima medible de la tabla de calibración. Entonces el GNL inmensurable restante que permanece en el fondo del tanque puede ser descargado usando las bombas de vaciado y la cantidad de GNL remanente se acuerda por ambas partes.

La energía de este GNL remanente transferido tanto en fase líquida como gaseosa puede también determinarse por mutuo acuerdo de las partes, teniendo en cuenta cualquier limitación técnica que puedan tener.

Nota Algunas partes involucradas han mostrado su preocupación por la cantidad de GNL remanente en el fondo de los tanques de membrana MARKI y MARKIII, entre las celdas formadas por la corrugaciones, durante el cierre de la operaciones de transferencia (CTS). Actualmente se desconoce la validez y el alcance de este líquido atrapado en la membrana. Por ello, será necesaria una investigación más completa realizada por partes expertas e independientes, antes de poder realizar cualquier conclusión sobre este tema. Dicha conclusión deberá estar plenamente avalada y certificada por inspectores reconocidos e independientes.

3.2.7. Sistemas automáticos

Los metaneros pueden estar equipados con un sistema automático para calcular los volúmenes de GNL y de gas en cada tanque. El uso de dichos sistemas, conocido comúnmente como sistema de medida de la energía transferida (ship’s custody transfer measurement system (CTMS)) facilitará el proceso de determinación de las cantidades transferidas durante la carga y la descarga.

Los CTMS procesan datos de nivel del tanque, temperatura, sensores de presión, etc. en tiempo real teniendo en cuenta las correcciones requeridas y las tablas de cálculo certificadas, para calcular los volúmenes antes, durante y tras la transferencia. Tomando medidas de forma frecuente, se pueden promediar los datos para mejorar la repetibilidad de los cálculos.

Los sistemas modernos de medida de la energía transferida constan normalmente de dos partes distintas: (a) el sistema de medida del tanque que proporciona los niveles del tanque corregidos, temperaturas y presiones y (b) los ordenadores y periféricos, habitualmente localizados en la sala de control del barco, que realizan el cálculo del volumen y generan los correspondientes informes.

Antes de la puesta en marcha de estos sistemas, es necesario que una tercera parte independiente y competente certifique la exactitud de sus cálculos, así como de las tablas de cálculo y de correcciones programadas en el sistema, ver sección 3.1.3. Una vez que el software ha sido verificado, el método de cálculo puede considerarse fiable siempre y cuando no se modifique dicho software. Una modificación del mismo puede requerir una nueva certificación. Es necesario mencionar que los sensores deben ser recalibrados a intervalos acordados para asegurar


23

que los datos de entrada son precisos (ver sección 2.3.4).

Los sistemas de medida de la energía transferida deben ser capaces de realizar correcciones por escora y por asiento tanto de forma manual (mediante la introducción de las lecturas de calado por parte del operador) como automática (mediante los datos del sensor). El método empleado debe ser acordado entre comprador, vendedor y el operador de la Terminal. Los sensores de escora y asiento no son fácilmente recalibrados una vez que están puestos en marcha, por ello se prefieren los métodos manuales. Debe prestarse la debida atención a la localización de los medidores de escora/asiento a bordo del buque. Si debido a su localización inadecuada, la posición del barco influye en las lecturas de los sensores, la exactitud del instrumento puede verse afectada.

Es comprensible que un cálculo basado en el software es menos transparente para el comprador, vendedor y el operador de la Terminal que los métodos más tradicionales. El sistema de medida de la energía transferida (CTMS) en su conjunto debe poder usarse de forma fiable. Además de la verificación del software, deberán tenerse debidamente en cuenta la disponibilidad, exactitud y mantenimiento del hardware para minimizar la probabilidad y las consecuencias de los fallos durante su uso.

Se recomienda que todos los instrumentos estén conectados directamente al sistema; es decir, que los datos del sensor no puedan ser manipulados por otros sistemas a menos que se especifique en el acuerdo certificado. Además, los ordenadores (PC, controladores de proceso), los enlaces para la comunicación de datos (de serie, de red) y los periféricos (pantallas, teclados, impresoras) no deben, en general, ser compartidos con otras aplicaciones a fin de mantener la integridad de los datos. Sin embargo, puede alojarse una copia del software de cálculo en una estación de trabajo compartida como un respaldo al sistema primario.

Los datos usados en el proceso de transferencia, como los niveles del tanque, pueden ser transmitidos desde el sistema CTMS hasta otros sistemas de control y seguimiento del barco, siempre que ello no influya en el cálculo de las cantidades transferidas. En general, los datos no deben ser transmitidos al CTMS desde otros sistemas a menos que forme parte del acuerdo certificado.

Los sistemas de medida de la energía transferida normalmente son capaces de producir informes impresos indicando los volúmenes antes y después de la transferencia. No obstante, aunque el sistema tenga la capacidad de automatizar esta parte de la medición, deberá proporcionar, si se requiere, la información necesaria para llevar a cabo el cálculo manual.

3.3. CÁLCULO DEL VOLUMEN DE GNL TRANSFERIDO

Este cálculo se ilustra mediante un ejemplo dado en las tablas 5 y 6 donde se muestran los datos del volumen calculado antes y después de la carga de GNL, con las siguientes premisas:

- Transporte de GNL en un metanero con cinco tanques de tipo membrana-invar con forma de prisma.

- En cada tanque existe un medidor por flotación con el cable de acero inoxidable.

Este ejemplo es representativo de un metanero con un sistema de medición antiguo. Para calcular el volumen transferido es necesario: conocer el volumen total en el buque (a) antes de comenzar las operaciones de transferencia y (b) una vez que dichas operaciones han concluido. Estos valores son registrados manualmente o bien registrados e impresos directamente por un ordenador, si es posible. Cada uno de los parámetros del tanque debe ser registrado. Para documentar una operación de transferencia de carga, los sistemas primarios más actuales de medida de la cantidad transferida producen tres copias impresas: la llamada estado de los tanques “antes de la carga/descarga”, estado de los tanques “después la carga/descarga” y, por último, un tercer impreso denominado “Certificado de Carga/Descarga”. Esta tercera copia impresa resume los parámetros generales de las dos condiciones anteriores e indica el volumen transferido comparando los volúmenes inicial y final del buque. En el apéndice 9 puede consultarse un ejemplo de los documentos citados relativos a la descarga de un metanero.

Es imprescindible que las tuberías y colectores del metanero se mantengan en la medida de lo posible en las mismas condiciones de inventario al comenzar y al finalizar el intercambio de la energía.


24

TABLA 5: DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN ANTES DE LA CARGA DE GNL LNG CARRIER / METANERO VOYAGE Nº / VIAJE No CARGO DENSITY / DENSIDAD CARGA: 451.61 kg/m3 TRIM / ASIENTO: +80 cm (AFT/POPA) LIST / ESCORA: -0.5 º (PORT/BABOR) BERTH / ATRAQUE:

CARGO ON BOARD AT ARRIVAL / CARGA EN EL BARCO A LA LLEGADA SURVEY DATE / FECHA INSPECCIÓN: SURVEY TIME GMT / HORA GMT: LOCAL TIME / HORA LOCAL: REMARKS / OBSERVACIONES:

Correcciones

Temp. vapor

°C (1)

Lectura medidor

nivel mm

Contracción mm (2)

Densidad mm (3)

Escora mm (4)

Asiento mm (5)

Total mm (6)

Altura corregida

mm (7)

Volumen líquido

m3 (8)

TANQUE 1 -117.22 575 +42 +2 +4 -30 +18 593 249.918

TANQUE 2 -124.32 435 +44 +2 +4 -51 -1 434 425.150

TANQUE 3 -125.16 458 +44 +2 +4 -56 -6 452 509.560

TANQUE 4 -124.63 505 +44 +2 +4 -56 -6 499 563.084

TANQUE 5 -122.46 543 +44 +2 +4 -54 -4 539 502.460

TOTAL 2250.172

Notas: (1) Para la medida de la temperatura en la fase gaseosa, ver sección 4.

(2) Corrección por la contracción del cable de un medidor de nivel por flotación debido a la temperatura criogénica en la fase gaseosa, de acuerdo a la tabla 7. La corrección por contracción se conoce generalmente como corrección de la cinta/cable (tape correction). En los buques tipo Moss (esféricos), existe además una corrección denominada factor de contracción.

(3) Corrección por la densidad del GNL, establecida a partir de la densidad calculada tomando como base la composición del GNL, de acuerdo a la tabla 8.

(4) Corrección de la altura del líquido por la escora del barco de acuerdo a las tablas de corrección; un ejemplo se muestra en la tabla 9 para el tanque no1. En este caso el medidor se encuentra a estribor.

(5) Corrección de la altura del líquido por el asiento del barco de acuerdo a las tablas de corrección; un ejemplo se muestra en la tabla 10 para el tanque no 1 (en este caso se ha realizado una interpolación entre 50 cm y 100 cm de asiento). En este caso el medidor se encuentra situado hacia popa.

(6) Suma algebraica de las correcciones (2), (3), (4) y (5).

(7) Altura corregida resultante de la suma algebraica de las 5 anteriores columnas.

(8) Determinación del volumen de líquido mediante las tablas de calibración a partir del valor del nivel de líquido corregido. Estas tablas se establecen variando la altura mm a mm tomando como base las tablas principales en las que la altura varía cm a cm (ver ejemplo en la tabla 1). Como ejemplo, a partir de la tabla 2 se puede obtener el volumen para el tanque no 1 “vacío” y de la tabla 3 el del tanque no 2 “lleno”.


25

TABLA 6: DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN DESPUÉS DE LA CARGA DE GNL LNG CARRIER / METANERO VOYAGE Nº / VIAJE No CARGO DENSITY / DENSIDAD CARGA: 450.90 kg/m3 TRIM / ASIENTO: +50 cm (AFT/POPA) LIST / ESCORA: 0 º BERTH / ATRAQUE:

CARGO ON BOARD AT DEPARTURE / CARGA EN EL BARCO A LA SALIDA SURVEY DATE / FECHA INSPECCIÓN: SURVEY TIME GMT / HORA GMT: LOCAL TIME / HORA LOCAL: REMARKS / OBSERVACIONES:

Correcciones

Temp. Vapor

°C (1)

Lectura Medidor

nivel mm

Contracción mm (2)

Densidad mm (3)

Escora mm (4)

Asiento mm (5)

Total mm (6)

Altura corregida

mm (7)

Volumen líquido

m3 (8)

TANQUE 1 -152.00 22040 1 2 0 -19 -16 22024 12833.320

TANQUE 2 -152.00 22123 1 2 0 -32 -29 22094 26364.256

TANQUE 3 -152.00 22138 1 2 0 -35 -32 22106 29914.104

TANQUE 4 -156.00 22165 1 2 0 -35 -32 22133 29962.222

TANQUE 5 -156.00 22150 1 2 0 -34 -31 22119 25210.599

% Carga en el barco: 98

TOTAL O/B salida TOTAL O/B llegada TOTAL carga

124284.501 2250.172

122034.329

Notas (1) a (8): ver página anterior.


26

TABLA 7: EJEMPLO DE CORRECCIONES DEL MEDIDOR A BAJAS TEMPERATURA S

TEMP VAPOR METROS

-165C° mm

-160C° mm

-155C° mm

-150C° mm

-145C° mm

-140C° mm

-135C° mm

-130C° mm

-125C° mm

-120C° mm

-115C° mm

-110C° mm

0.250 56 55 54 52 51 49 48 46 45 43 42 40

0.500 56 54 53 52 50 49 47 46 44 43 42 40

0.750 55 54 52 51 50 48 47 45 44 43 41 40

1.000 55 53 52 50 49 48 46 45 43 42 41 39

1.250 54 53 51 50 49 47 46 44 43 42 40 39

1.500 53 52 51 49 48 47 45 44 42 41 40 38

1.750 53 51 50 49 47 46 45 43 42 41 39 38

2.000 52 51 49 48 47 46 44 43 41 40 39 37

2.250 51 50 49 48 46 45 44 42 41 40 38 37

2.500 51 50 48 47 46 44 43 42 41 39 38 36

2.750 50 49 48 46 45 44 43 41 40 39 37 36

3.000 50 48 47 46 45 43 42 41 40 38 37 36

3.250 49 48 47 45 44 43 42 40 39 38 36 35

3.500 48 47 46 45 44 42 41 40 39 37 36 35

3.750 48 47 45 44 43 42 41 39 38 37 36 34

4.000 47 46 45 44 42 41 40 39 38 36 35 34

4.250 47 45 44 43 42 41 39 38 37 36 35 33

4.500 46 45 44 42 41 40 39 38 37 35 34 33

4.750 45 44 43 42 41 40 38 37 36 35 34 32

5.000 45 44 42 41 40 39 38 37 36 34 33 32

5.250 44 43 42 41 40 38 37 36 35 34 33 32

5.500 43 42 41 40 39 38 37 36 35 33 32 31

5.750 43 42 41 40 38 37 36 35 34 33 32 31

6.000 42 41 40 39 38 37 36 35 34 32 31 30

6.250 42 41 39 38 37 36 35 34 33 32 31 30

6.500 41 40 39 38 37 36 35 34 33 32 30 29

6.750 40 39 38 37 36 35 34 33 32 31 30 29

7.000 40 39 38 37 36 35 34 33 32 31 30 28

7.250 39 38 37 36 35 34 33 32 31 30 29 28

7.500 38 37 37 36 35 34 33 32 31 30 29 28

7.750 38 37 36 35 34 33 32 31 30 29 28 27

8.000 37 36 35 34 33 33 32 31 30 29 28 27

8.250 37 36 35 34 33 32 31 30 29 28 27 26

8.500 36 35 34 33 32 31 31 30 29 28 27 26

8.750 35 34 34 33 32 31 30 29 28 27 26 25

9.000 35 34 33 32 31 30 29 29 28 27 26 25

9.250 34 33 32 32 31 30 29 28 27 26 25 24

9.500 33 33 32 31 30 29 28 28 27 26 25 24

9.750 33 32 31 30 30 29 28 27 26 25 24 24

10.000 32 31 31 30 29 28 27 27 26 25 24 23

10.250 32 31 30 29 28 28 27 26 25 24 24 23

10.500 31 30 29 29 28 27 26 26 25 24 23 22

10.750 30 30 29 28 27 27 26 25 24 23 23 22

11.000 30 29 28 28 27 26 25 24 24 23 22 21

11.250 29 28 28 27 26 25 25 24 23 22 22 21

11.500 29 28 27 26 26 25 24 23 23 22 21 20

11.750 28 27 27 26 25 24 24 23 22 22 21 20

12.000 27 27 26 25 25 24 23 22 22 21 20 20

12.250 27 26 25 25 24 23 23 22 21 21 20 19

12.500 26 25 25 24 23 23 22 21 21 20 19 19


27

TABLA 8: MEDIDORES POR FLOTACIÓN – EJEMPLO DE LA FLOTABILIDAD DEL MEDIDOR / CORRECCIONES POR LA DENSIDAD DEL LÍQUIDO Los medidores por flotación han sido ajustados para leer correctamente cuando la flotación se realiza en un GNL con una densidad de 470 kg/m3. La tabla siguiente proporciona las correcciones que hay que aplicar a las lecturas del medidor por flotación cuando el GNL presenta una densidad diferente a 470 kg/m3.

DENSIDAD (kg/m 3)

CORRECCIONES (mm)

450 - 452 +2 453 - 462 +1 463 - 472 0 473 - 482 -1 483 - 493 -2 494 - 505 -3 506 - 516 -4 517 - 529 -5 530 - 542 -6 543 - 550 -7

TABLA 9: EJEMPLO DE UNA TABLA DE CORRECCIÓN POR LA ESCORA

ÁNGULO ESCORA (º)

ALTURAS -3.0 -2.5 -2.0 -1.5 -1.0 -0.5 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0

0.51 0.034 0.026 0.019 0.013 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.008 -0.008 -0.006

0.52 0.034 0.026 0.019 0.013 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.008 -0.008 -0.007

0.53 0.033 0.026 0.019 0.013 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.008 -0.008 -0.007

0.57 0.033 0.026 0.019 0.013 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.008 -0.008 -0.007

0.58 0.033 0.026 0.019 0.013 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.008 -0.008 -0.008

0.81 0.033 0.026 0.019 0.013 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.008 -0.008 -0.008

0.82 0.033 0.026 0.019 0.013 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.008 -0.008 -0.007

0.88 0.033 0.026 0.019 0.013 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.008 -0.008 -0.007

0.89 0.034 0.026 0.019 0.013 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.008 -0.008 -0.007

1.01 0.034 0.026 0.019 0.013 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.008 -0.008 -0.007

1.02 0.034 0.026 0.019 0.014 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.008 -0.008 -0.007

1.05 0.034 0.026 0.019 0.014 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.008 -0.008 -0.007

1.06 0.034 0.026 0.020 0.014 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.008 -0.008 -0.007

1.36 0.034 0.026 0.020 0.014 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.008 -0.008 -0.007

1.37 0.034 0.027 0.020 0.014 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.008 -0.008 -0.007

1.43 0.034 0.027 0.020 0.014 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.008 -0.008 -0.007

1.44 0.034 0.027 0.020 0.014 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.008 -0.007 -0.007

1.47 0.034 0.027 0.020 0.014 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.008 -0.007 -0.007

1.48 0.034 0.027 0.020 0.014 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.007 -0.007 -0.007

1.59 0.034 0.027 0.020 0.014 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.007 -0.007 -0.007

1.60 0.034 0.027 0.020 0.014 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.007 -0.007 -0.006

1.68 0.034 0.027 0.020 0.014 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.007 -0.007 -0.006

1.69 0.035 0.027 0.020 0.014 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.007 -0.007 -0.006

2.29 0.035 0.027 0.020 0.014 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.007 -0.007 -0.007 -0.006

2.30 0.035 0.027 0.020 0.014 0.008 0.004 -0.003 -0.005 -0.006 -0.007 -0.007 -0.006

Los ángulos de la escora se expresan en grados, valores negativos a babor y valores positivos a estribor. Las alturas y las correcciones se encuentran en metros.


28

TABLA 10: EJEMPLO DE UNA TABLA DE CORRECCIÓN POR EL ASIENTO

ASIENTO

ALTURAS -2.00 -1.50 -1.00 -0.50 0.50 1.00 1.50

0.55 0.077 0.057 0.038 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.56 0.077 0.057 0.038 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.59 0.077 0.057 0.038 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.60 0.077 0.058 0.038 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.61 0.077 0.058 0.038 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.62 0.077 0.058 0.038 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.67 0.077 0.058 0.038 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.68 0.077 0.058 0.038 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.72 0.077 0.058 0.038 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.73 0.077 0.058 0.038 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.78 0.077 0.058 0.038 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.79 0.077 0.058 0.038 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.80 0.077 0.058 0.038 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.81 0.077 0.058 0.039 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.82 0.077 0.058 0.039 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.83 0.077 0.058 0.039 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.84 0.077 0.058 0.039 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.85 0.077 0.058 0.039 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.86 0.077 0.058 0.039 0.019 -0.019 -0.038 -0.057

0.87 0.077 0.058 0.039 0.019 -0.019 -0.038 -0.058

0.89 0.077 0.058 0.039 0.019 -0.019 -0.038 -0.058

0.90 0.077 0.058 0.039 0.019 -0.019 -0.038 -0.058

0.92 0.077 0.058 0.039 0.019 -0.019 -0.038 -0.058

0.93 0.077 0.058 0.039 0.019 -0.019 -0.038 -0.058

0.94 0.077 0.058 0.039 0.019 -0.019 -0.039 -0.058

El asiento se expresa en metros, valores negativos hacia proa y valores positivos hacia popa. Las alturas y las correcciones se encuentran en metros.


29

3.4. INCERTIDUMBRE EN EL CÁLCULO DEL VOLUMEN

3.4.1. Incertidumbre del volumen calculado en un único tanque

La tabla 11 muestra un ejemplo de la incertidumbre total que se obtiene en el cálculo del volumen de un tanque como consecuencia de la exactitud que conlleva cada medida y cada tabla de cálculo.

Este ejemplo está basado en la carga de un tanque tipo membrana de un metanero, con una capacidad de 26770 metros cúbicos. A la llegada al puerto de carga el talón representa el 1.5 % de la capacidad total del tanque, llenándose hasta el 98 % del volumen del tanque.

TABLA 11: INCERTIDUMBRE EN EL VOLUMEN

1. Volumen al 1.5% (m3) 401.550 2. Incertidumbre estándar del

volumen (m3) ± 0.803

3. Altura del líquido al 1.5% (mm) 412 4. Incertidumbre del volumen debido

a la medida de nivel al 1.5% (m3) ± 7.31

5. Volumen al 98% del volumen del tanque (m3)

26234.6

6. Incertidumbre estándar para este volumen (m3)

± 52.47

7. Altura del líquido al 98% del volumen del tanque (mm)

21969

8. Incertidumbre del volumen debido a la medida de nivel al 98% (m3)

± 7.24

9. Volumen cargado (m3) 25833.050 10. Incertidumbre estándar

combinada (m3) ± 53.48

Notas: 1. Volumen de llegada al puerto de carga: 1.5%

del volumen total indicado en las tablas de cálculo.

2. Incertidumbre estándar asociada al volumen indicado en las tablas de cálculo: ± 0.2%.

3. Altura del líquido correspondiente al 1.5% del volumen total del tanque, dada por las tablas de cálculo.

4. La exactitud asociada a la medida de nivel correspondiente al medidor es de ± 5.0 mm. La exactitud estimada tiene en cuenta la configuración del tanque para una altura de 412 mm.

6. Ver no 2

8. La exactitud asociada a la medida de nivel correspondiente al medidor es de ± 5.0 mm. La exactitud estimada tiene en cuenta la configuración del tanque para una altura de 21969 mm.

10. La incertidumbre estándar combinada se obtiene mediante la raíz cuadrada de la suma de los cuadrados de las incertidumbres (2), (4), (6) y (8). La incertidumbre combinada relativa representa el 0.21% de la cantidad de GNL cargado. Este valor sólo se refiere a un tanque

concreto de un metanero específico. Para cualquier otro tanque de otro metanero, las incertidumbres y el cálculo de incertidumbre deben ser específicamente determinadas y calculadas.

Nota para tanques esféricos:

Para tanques esféricos, debido a su geometría, la incertidumbre asociada al volumen como resultado de las pequeñas inexactitudes correspondientes al medidor de nivel, es significativamente menor que para tanques en forma de prisma.

Para ilustrar este caso se puede considerar un tanque con una capacidad nominal de 33500 m3, con un talón a la llegada de 40 m3, el nivel de líquido en el tanque de 0.8 m y la exactitud asociada a la lectura del medidor de nivel de 10 mm (±5.0 mm). Esta incertidumbre representa únicamente un volumen de 1.5 m3.

3.4.2. Incertidumbre del volumen calculado en varios tanques de GNL

Todos los metaneros están compuestos por varios tanques de almacenamiento de GNL; por lo que la incertidumbre del volumen (des)cargado debe calcularse teniendo en cuenta todos los tanques involucrados en la transferencia del GNL y no sólo un único tanque. Tenga en cuenta que este hecho se ha omitido en ediciones anteriores de este manual. En los fenómenos físicos en los que la incertidumbre tiene distribución normal (Gauss), es habitual aplicar el método de mínimos cuadrados. Dicho método se aplica en la determinación de la incertidumbre del volumen de GNL en los tanques del buque. De esta manera se obtiene la siguiente ecuación para n tanques de un metanero (considerando que todas las medidas de los tanques son completamente independientes):

( )∑=

×=n

iiitotal VVwVu

1

2)()(

Donde: - u(Vtotal) = incertidumbre estándar

combinada del volumen de GNL de un metanero con n tanques

- w(Vi) = incertidumbre relativa del volumen de GNL del tanque i (= 0,21% de acuerdo con el caso específico descrito en la sección 3.4.1)

- Vi = volumen (des)cargado del tanque i Por tanto, la incertidumbre combinada relativa del volumen total transferido es:

( )

∑

∑

=

=×

==n

ii

n

iii

total

totaltotal

V

VVw

V

VuVw

1

1

2)()(

)(

Con el objetivo de simplificar los cálculos, sin perder mucha exactitud, se realizan las siguientes suposiciones:


30

1. el volumen de GNL transferido es el mismo en todos los tanques; es decir, V1 = V2 = …. = Vn = Vtanque

2. la incertidumbre relativa es la misma en todos los tanques; es decir, w(V1) = w(V2) = … = w(Vn) = w(Vtanque)

Tras las simplificaciones anteriores se obtiene la siguiente fórmula:

( )

n

Vw

V

V

VwVwn

ii

n

ii

total

)()()( tanque

1

1

2

tanque =×=

∑

∑

=

=

En el ejemplo concreto descrito en la sección 3.4.1 la incertidumbre combinada relativa w(Vtanque) obtenida era 0.21%. Para un metanero con las características descritas en 3.4.1 y con cinco tanques iguales, la incertidumbre combinada relativa del volumen total transferido w(Vtotal) es:

%094.05

%21.0)( ==totalVw

En el apéndice 11 se muestran otros ejemplos de cálculo (metaneros con tanques de diferentes tamaños), así como información acerca de la incertidumbre expandida.

3.4.3. Líneas de líquido de carga

El apartado anterior nos indica la incertidumbre de la medida de volumen en los tanques. Para tener una perspectiva global es necesario considerar el contenido de las líneas de carga del líquido.

Tal como se especifica en la sección 3.3 y en la norma ISO 6578, las líneas de carga se deben mantener bajo las mismas condiciones de presión, temperatura y densidad (líquido o vapor) durante el comienzo y el final del intercambio de energía.

Para la mayoría de los diseños “flat-deck” (cubierta plana) de un metanero (por ejemplo los buques viejos tipo membrana y los IHI-SPB), las líneas de carga sobre la cubierta están dispuestas de tal manera que al finalizar las operaciones de carga todo el líquido que existe en las líneas puede drenarse por gravedad de nuevo al tanque del barco.

Una vez que se ha completado el drenaje se puede proceder con la medida del Custody Transfer como ya se ha descrito anteriormente porque no es necesario considerar el líquido en las líneas de carga.

Para todos los diseños de tanques esféricos y para la mayoría de los diseños de tipo membrana donde los colectores se encuentran por debajo de las líneas transversales, es necesario establecer algún criterio para determinar la cantidad de líquido descargado.

Cantidades importantes de GNL pueden quedar en los colectores de carga y en las líneas transversales después de completar la entrega, para los metaneros más grandes esta cantidad puede superar los 50 m3 de GNL. El hecho de que este volumen a menudo excede la exactitud total en la medida del volumen según la tabla 11, subraya la

importancia de que las líneas de carga del buque estén en las mismas condiciones de densidad (es decir, líquido o vapor) al comenzar y al finalizar el intercambio de energía. Si este es el caso, el procedimiento normal es el de “preenfriar” y llenar completamente las líneas de carga con GNL antes de realizar la primera lectura a la llegada CTS (Custody Transfer Survey). De esta forma se considera que el volumen de GNL en las líneas del líquido es el mismo cuando se realizan ambas lecturas CTS y, por lo tanto, puede ser ignorado en el cálculo.

4. MEDIDA DE LA TEMPERATURA

4.1. TEMPERATURA DEL LÍQUIDO 4.1.1. Equipos

La temperatura del GNL se mide mediante unas sondas situadas a diferentes alturas en los tanques. Estos elementos son termorresistencias de platino de tres o cuatro hilos (normalmente Pt 100) y habitualmente se colocan cinco por tanque. Los metaneros de reciente construcción a menudo llevan incorporados sensores calibrados de reserva junto a cada sensor de temperatura principal, los cuales pueden ser seleccionados y usados en caso de avería del sensor principal.

Una de las sondas debe estar siempre sumergida en la fase líquida en el fondo del tanque y otra en la fase vapor en la parte superior del tanque.

Las tablas de aforo del tanque también proporcionan la localización (altura vertical) de los sensores de temperatura, por lo que puede determinarse si un sensor se encuentra en la fase líquida o en la fase vapor durante el proceso de medida.

La temperatura medida con estas sondas se transforma a grados centígrados con la ayuda de un sistema de adquisición de datos equipado con una impresora. En la tabla 12 se muestra un ejemplo impreso de la lectura de temperaturas para diversos tanques de GNL cargados a un 98 % de su capacidad.

La figura 6 muestra el diagrama de un equipo de medición de temperatura instalado en un metanero. En este ejemplo, cinco sondas se encuentran sumergidas en el GNL en cada tanque. Una sexta sonda (no mostrada en la figura) se encuentra en la fase vapor en la parte superior del tanque.

La temperatura media del líquido se calcula al comienzo y al final del proceso de medida de la energía, usando las lecturas de los sensores de temperatura que están sumergidos en el líquido y no la temperatura media de todo el tanque.

Los termopares no se utilizan para medir la temperatura dentro del Custody Transfer ya que poseen menor sensibilidad a bajas temperaturas y, a menudo, menor precisión que las termorresistencias de platino. Además su instalación es más compleja ya que requieren cables de compensación. Pueden instalarse con fines de control o como mera indicación, como por ejemplo en el enfriamiento y calentamiento de un tanque.


31

4.1.2. Ensayos y exactitud

Las sondas se verifican y se recalibran con regularidad. La exactitud de las termorresistencias de platino varía entre ± 0.1 ºC y ±0.2 ºC para el rango de temperaturas entre –145 ºC y –165 ºC. En las instalaciones de los fabricantes se verifica la exactitud de las sondas antes de su instalación, y se certifican/calibran en el tanque del metanero tras su instalación.

La exactitud total de toda la cadena de medición de la temperatura (sonda, cable, convertidor de señal, etc.) puede estimarse en ± 0.5 ºC.

La influencia de las exactitudes de la medida de la temperatura en la determinación de la densidad del GNL es importante (ver apartado 9.3). Por ejemplo para un GNL con una densidad media comprendida entre 440-470 kg/m3 y a una temperatura alrededor de –162ºC, la exactitud relativa que se comete en el cálculo de la densidad, teniendo en cuenta una exactitud de 0.5 ºC en la medida de la temperatura, es aproximadamente 0.15%.

4.2. TEMPERATURA DEL VAPOR La temperatura en la fase gaseosa de los tanques se utiliza para determinar la cantidad de gas desplazado durante las operaciones de carga o descarga, o para realizar la corrección oportuna en la determinación del nivel obtenido de un medidor por flotación debido a la contracción del cable.

De igual manera que para la temperatura del líquido, la temperatura media del vapor se calcula usando las lecturas de cada sensor individual y no la temperatura media de cada tanque. Sin embargo, en este caso sólo se usan las sondas que no están inmersas en el GNL.

En algunos contratos de transporte de GNL se requiere una exactitud de ±1.5 ºC (en el rango de -145 ºC a 40 ºC).

5. MEDIDA DE LA PRESIÓN DE VAPOR

La presión de vapor se toma con la ayuda de un manómetro situado en la zona donde se encuentra el vapor en el tanque.

Se necesita esta presión para calcular la energía del gas desplazado, ver sección 11. Por este motivo es necesario que la presión se determine en términos absolutos. Si la instrumentación del barco mide la presión en términos relativos, entonces se debe sumar la presión atmosférica a la obtenida por el medidor.

Se tomará el valor de la presión, junto con la presión atmosférica, si procede, a la vez que se toman el resto de las lecturas CTS (“Custody Transfer Survey”).

En algunos contratos de transporte marítimo de GNL, la exactitud requerida en la medida de presión es ± 1% FS (1% del fondo de escala del rango del instrumento).

La ISO 13398 también estudia la medida de la presión de vapor. Esta norma va a ser reemplazada por la nueva ISO 10976.


32

TABLA 12: EJEMPLO DE LECTURAS DE TEMPERATURA EN TANQUES (98% CAR GA)

TEMPERATURA SONDA

TANQUE 1 °C

TANQUE 2 °C

TANQUE 3 °C

TANQUE 4 °C

TANQUE 5 °C

T 1 -161.83 -161.90 -161.94 -161.89 -161.84

T 2 -161.80 -161.88 -161.91 -161.89 -161.86

T 3 -161.82 -161.87 -161.92 -161.90 -161.90

T 4 -161.79 -161.86 -161.87 -161.88 -161.81

T 5 -161.82 -161.82 -161.88 -161.91 -161.84

Tª MEDIA TANQUE -161.81 -161.87 -161.90 -161.89 -161.85

La temperatura en cada tanque se determina mediante la media aritmética de las temperaturas obtenidas por las sondas introducidas en el GNL y que se encuentran en funcionamiento.

FIGURA 6: DIAGRAMA DE UN EQUIPO DE MEDIDA DE TEMPERATURA EN U N METANERO

Cubierta Caja conexiones Sistema de adquisición de datos

Impresora

Indica dor digital

Termorresistencias

Tanque Tanque

Sala de control


33

6. TOMA DE MUESTRAS DE GNL

6.1. CALIDAD DEL GNL La posible contaminación del GNL es importante porque puede tener consecuencias que afecten a la seguridad y fiabilidad en relación con:

- Sistema de transferencia de GNL

- El sistema de muestreo y la instrumentación analítica

- Los sistemas y equipos donde se procesa el GNL

- Los sistemas y equipos en contacto con el GNL vaporizado

La información aportada pretende concienciar al lector sobre esta cuestión. Hay que darse cuenta que algunos contaminantes y/o impurezas a menudo estarán presentes a un nivel de concentración (esperado) y el riesgo de consecuencias particulares puede depender de este nivel concentración. También, se debe de tener en cuenta que algunos contaminantes/impurezas pueden ser acumulativos.

Las medidas correctivas y proactivas pueden cambiar dependiendo del lugar. El origen de la contaminación puede provenir del lugar de origen, del transporte en barco o posiblemente de las Terminales de destino donde el GNL es procesado y vaporizado.

A continuación se incluyen ejemplos de contaminantes y su impacto potencial:

- Agua: el agua o el vapor de agua que pueda contener el GNL se transforma en un sólido (hielo) el cual puede bloquear el sistema de muestras, válvulas, espitas de los instrumentos así como producir daños en los equipos.

- Partículas: virutas de metal, restos de soldadura, material aislante, arena, madera, tela son típicos ejemplos de partículas. Si éstos son inertes el problema más habitual podría ser de obstrucciones y daños a los equipos.

- Azufre: un punto de muestreo que utilice cobre o aleaciones de cobre puede sufrir daño por contaminación con azufre y/o puede modificar la determinación de los compuestos de azufre por su reacción química con el cobre.

- Mercurio: trazas de mercurio pueden dañar a los compuestos de aluminio ya que reacciona químicamente con él. Una fuga de gas debido al deterioro del aluminio es una posible consecuencia que afecta a la seguridad de este tipo de contaminante.

- Otros hidrocarburos: por ejemplo un sistema de redes de tuberías o de muestreo que contenga trazas de GLP puede dar análisis erróneos o, por otra parte, un GNL fuera de especificación. Además debido a la solubilidad limitada de butanos y parafinas de cadena más larga en el GNL, altas concentraciones de estos compuestos pueden también solidificar y obstruir el sistema de muestreo. El aceite de lubricación y de sello para contaminantes si se presenta será en forma sólida.

- Gases inertes: nitrógeno y aire pueden estar presentes en sistemas de redes de tuberías y de muestreo, quizás por una purga inadecuada. Además la presencia de oxígeno procedente del aire puede representar un peligro en lo que respecta a temas de seguridad.

- Gases ácidos: el CO2 que pueda contener el GNL se transforma en un sólido similar al agua y puede bloquear el sistema de muestras y dañar los equipos.

Cuando se especifican los componentes principales del GNL (para la determinación del PCS), existe una predisposición a ignorar un determinado contaminante (traza) y/o impureza porque no está presente normalmente en cantidades que exceden su tolerancia. Como consecuencia puede ser que se produzcan daños en los equipos, problemas de seguridad y la posibilidad del rechazo del GNL por parte del cliente.

6.2. PROCEDIMIENTOS DE TOMA DE MUESTRAS

Para determinar la calidad del GNL, en primer lugar se deben de realizar las operaciones necesarias para acondicionar la muestra sin que, desde su estado inicial, liquido a baja temperatura, hasta su estado final, gas a temperatura ambiente, existan vaporizaciones parciales o pérdidas del producto.

La toma de muestras de GNL incluye tres operaciones sucesivas:

- toma de una muestra representativa de GNL,

- vaporización completa e instantánea de la muestra,

- acondicionamiento de la muestra gaseosa (por ejemplo, asegurarse de mantener la temperatura y presión constantes) antes de introducirla en el analizador.

La toma de muestras es el punto crítico en la cadena de medida del GNL. Cada paso debe realizarse sin cambiar la composición de la muestra. Esta es la fase más complicada del sistema de medición y la mayoría de los problemas observados en la determinación de la energía en la carga o descarga proviene del sistema de toma de muestras. El sistema de muestreo no se puede cambiar durante la carga/descarga. Algunos operadores disponen de un sistema auxiliar para asegurar la recogida de la muestra en el caso de fallo del sistema principal.

La industria de GNL ha evolucionado en el desarrollo de los procesos de muestreo. El sistema de muestreo discontinuo (“spot sampling system”) descrito en la primera edición de este manual se encuentra obsoleto para las medidas de CTS. Se recomienda que se utilice solamente como un sistema de reserva en caso de fallo del sistema principal. Sin embargo, el sistema de muestreo discontinuo (“spot sampling system”) puede usarse para el muestreo (manual) para análisis de impurezas. Una descripción más completa de este sistema se presenta al final de esta sección (apartado 6.11).

Actualmente los procesos de muestreo son principalmente de dos tipos, continuos y discontinuos. Destacar que la terminología continuo/discontinuo es diferente de la terminología


34

utilizada en las anteriores ediciones. El cambio de terminología introducida reflejar la utilizada en las normas actuales, como es el caso de la ISO 8963 y EN 12838.

Los términos de muestreo continuo y discontinuo están relacionados con el análisis de GNL gaseoso, es decir, después de la vaporización de la muestra líquida. Los sistemas de muestreo de GNL (líquido) siempre trabajan en continuo.

- Toma de muestras en continuo: El proceso de muestreo incluye la recogida de muestras de GNL en continuo durante la operación de carga/descarga a partir del flujo principal. El líquido es continuamente vaporizado y parte almacenado en un acumulador de gas. Las botellas se llenan entonces con la mezcla del gas de este acumulador después de completarse el proceso de muestreo. Las botellas presurizadas contendrán gas representativo de la composición del GNL transferido. El sistema de muestras en continuo se detalla en la ISO 8943.

- Toma de muestras en discontinuo (llamado intermitente en la ISO 8943): El proceso de muestreo incluye la toma de muestras de GNL (también en continuo) a partir del flujo principal. Posteriormente el GNL vaporizado se analiza en continuo por medio de un cromatógrafo y, a su vez, se almacena también mediante un sistema de pistón que posteriormente es analizado en el laboratorio. También se pueden recoger muestras puntuales manuales a intervalos regulares.

La norma europea EN 12838 especifica los ensayos que se deben llevar a cabo para valorar el correcto funcionamiento de estos dos sistemas de muestreo de GNL.

En la figura 7 se resumen los diferentes elementos y opciones de la cadena de muestreo.

Los dispositivos de muestreo continuo de GNL líquido asegurarán tanto la vaporización total como continua de una cantidad de GNL. Esta cantidad debe ser suficiente para que la muestra gaseosa sea representativa del GNL cargado/descargado. En el muestreo discontinuo este flujo se envía a un cromatógrafo en línea para su análisis. En el muestreo continuo esta cantidad debe de ser suficiente para llenar los cilindros de muestra gaseosa (para el análisis off-line y los cilindros en caso de disputa) de acuerdo con los principios de la ISO 8943. La media aritmética de los análisis del cromatógrafo en línea o la composición media de los análisis del cromatógrafo off-line de las muestras gaseosas determinarán la composición molar del GNL. Como guía de buena práctica para determinar la composición molecular, todos los componentes de hidrocarburos más pesados que el pentano se pueden incluir en la fracción (C5+). O bien, los componentes más pesados que el n-hexano en la fracción (C6+). De acuerdo con la ISO 10723, la suma no normalizada debe ser entre 99 y 101%.

La mayor parte de líneas de descarga de barcos de las Terminales de GNL (y líneas de carga de plantas licuefacción) tienen dos modos principales de operación:

- Recirculación, cuando no hay un buque de GNL en carga/descarga.

- Carga/descarga de un buque de GNL

La presión de la línea puede ser bastante diferente en cada tipo de operación.

El sistema de muestreo debería ser diseñado de tal modo que se asegurase que la vaporización es representativa durante el periodo de presión más baja de línea de GNL. El subenfriamiento (Véase ISO 8943, anexo A) del GNL hasta el vaporizador debe garantizarse para cualquier periodo cuando el sistema se usa para la determinación del Poder Calorífico Superior (PCS) del GNL. Esto podría requerir el ajuste del flujo de gas de venteo entre cambios de modo de operación o ajustes (temperatura, potencia) en el vaporizador. La bajada de la presión estática debería de realizarse con mucha prudencia para evitar efectos adversos en estas líneas largas (formación de grandes burbujas de vapor).

6.3. PUNTO DE TOMA DE MUESTRAS

La toma de muestra está generalmente localizada:

- En la línea principal de carga después de las bombas de impulsión del GNL.

- En la línea principal de descarga después de los brazos de descarga.

Se debe de realizar la toma de muestras durante el periodo estable de flujo de GNL. Es conveniente que el lugar de la toma de muestra se encuentre lo más cerca posible del lugar de transferencia (bridas de los brazos de carga o colector del barco) de modo que las características de GNL no cambien antes de ser transferido debido a la entrada de calor potencial. No obstante la influencia de la entrada de calor es limitada, cuando el flujo no varía demasiado en una línea principal de carga/descarga adecuadamente aislada.

Además el GNL debe estar en condiciones de subenfriamiento desde el punto de toma de muestras hasta el vaporizador. La condición de subenfriamiento del GNL puede determinarse utilizando el método propuesto en la ISO 8943 (anexo A). Si el subenfriamiento no se asegura el muestreo no será representativo.

6.4. EQUIPOS PARA LA TOMA DE MUESTRAS

Existen dos opciones principalmente:

- Colocación de la toma de muestras dentro de la línea principal de GNL (figura 8a).

- Conexión de la línea de toma de muestras en la periferia de la línea principal de GNL (figura 8b).

Esta segunda opción es la más recomendable ya que, de esta forma, se evita el posible efecto de una capa límite en la superficie de la línea principal, que podría afectar a la representatividad de las muestras de GNL. Sin embargo su diseño debería tener en cuenta el posible riesgo de daño debido a vibraciones inducidas por el flujo turbulento en la línea. La sonda puede desprenderse causando daños al equipo rotativo.


35

FIGURA 7:

ELEMENTOS DE LA CADENA DE TOMA DE MUESTRAS

Botella muestra gas

Acumulador

de gas

Línea de transferencia al analizador

GNL Muestreo Discontinuo

GNL Vaporizador Continuo

Sonda Toma de Muestras Línea

carga/descarga

Botellas de muestra gas

Acondicionamiento de

la muestra gaseaos

Acondicionamiento de

la muestra de GNL


36

FIGURA 8: EJEMPLOS DE SONDAS DE TOMA DE MUESTRAS

Conexión directa sobre la línea principal de GNL (vista transversal de la sección)

Linea principalde GNLToma demuestras

Linea principalde GNL

Toma demuestras

Con un tubo de Pitot (vista transversal de la sección)

Control de Vacío

Toma de muestras

Aislamientoa vacio.

Tubo pitot

Sonda concorrienteinterna.Flujo de

enfriamiento

Linea principalde GNL Linea principal

de GNL

Toma de muestras


37

Todos los equipos y líneas que intervienen en la toma de muestras del GNL hasta el vaporizador son generalmente de acero inoxidable.

Para mantener el GNL subenfriado es necesario minimizar las entradas de calor al sistema. Se pueden utilizar los siguientes procedimientos:

- Con un tubing recto dentro de la línea principal de GNL (figura 8a),

- Con una conexión directa con un adecuado aislamiento alrededor del tubing, para evitar el calentamiento debido a la temperatura ambiente (Figura 8b). Nota: Las dos opciones requieren un adecuado aislamiento alrededor del tubing de muestreo, la corriente de muestra puede minimizarse además por medio de una corriente (opcional/permanente) externa lateral de GNL hacia la línea de purga de planta.

Los sistemas de muestreo más actuales usan tubos de Pitot (véase las figura 8c y 8d). Pueden tener:

• Aislamiento por medio de vacío alrededor del tubo de Pitot de muestreo (figura 8c), junto con el adecuado aislamiento de la parte superior de la sonda.

• El tubo de Pitot para la toma de muestras de GNL es enfriado con una corriente interna permanente de GNL que circula a través de él (figura 8d).

6.5. DISTRIBUCIÓN ENTRE LA TOMA DE MUESTRAS Y EL VAPORIZADOR

Es importante que la línea entre la sonda de toma de muestras y el vaporizador de GNL sea lo más corta posible, con un diámetro interno pequeño (por ejemplo 1 o 2 mm) y con el suficiente aislamiento; de esta forma el GNL se mantiene subenfriado hasta que llega al vaporizador para todas las posibles condiciones de carga/descarga incluyendo recirculación a bajas presiones.

La máxima longitud que se recomienda para esta línea, entre el punto de toma de muestra y el vaporizador, puede calcularse mediante la siguiente fórmula (ISO 8943 Anexo A):

qHW

l∆= .

donde:

l = longitud de la línea (m)

W = caudal de la muestra de GNL (kg/s)

H∆ = grado de subenfriamiento en el interior de la sonda de toma de muestras (J/kg)

q = entrada de calor (W/m)

En el cálculo de la longitud máxima de esta línea, el valor de “q” es el más difícil de estimar con exactitud. El valor elegido deberá ser mayor que el valor de diseño para tener en cuenta el envejecimiento del aislante.

6.6. VAPORIZADOR DE GNL Y ELEMENTOS DE CONTROL

6.6.1. Elementos principales

La vaporización del GNL debe ser tan completa como sea posible para que la muestra de gas obtenida sea representativa de la calidad del GNL.

El vaporizador debe estar diseñado para evitar fraccionamientos, especialmente si la toma de muestras se realiza directamente del vaporizador al analizador. Para ello el vaporizador debe alcanzar una temperatura lo suficientemente alta, por ejemplo 50 ºC o mayor, asegurando la vaporización instantánea incluso de las trazas de los componentes más pesados. Se debe de instalar un sistema de acondicionamiento de muestra apropiado para reducir al mínimo los posibles efectos de las fluctuaciones de las bombas, el fraccionamiento y la condensación.

La vaporización de GNL se alcanza normalmente por el intercambio de calor con el agua calentada eléctricamente o por vapor. O bien, se puede utilizar el calentamiento eléctrico directo. Estos dispositivos se describen con más detalle en las secciones 6.6.1.1 y 6.6.1.2.

En el vaporizador de tipo bitubo el intercambio de calor se realiza con el aire ambiental. Sin embargo, debido a que el flujo de calor no es suficiente para evitar el fraccionamiento del GNL, el dispositivo se sumerge en agua o se calienta con vapor directamente (véase figura 9c). Este sistema se considera anticuado y no se recomienda.

6.6.1.1 Vaporizador con agua o vapor

Las figuras 9a y 9b muestran diagramas de vaporizadores que utilizan: circulación de agua (preferiblemente agua caliente), o de agua calentada con vapor como fluido de calentamiento, o agua calentada por una resistencia eléctrica sumergida en el recipiente, o directamente con vapor a baja presión.

El flujo de GNL fluye a través del serpentín instalado en el recipiente y se vaporiza. El serpentín normalmente es de acero inoxidable (recomendado) o, algunas veces, de cobre.

Un vaporizador con vapor utiliza una carcasa junto con un intercambiador de calor de tubo en la cual la muestra de GNL fluye a través de un tubo rodeado por una corriente de vapor o agua (véase figura 9c). Este sistema se considera anticuado.

6.6.1.2 Vaporizador Eléctrico

En un vaporizador eléctrico, la muestra de GNL pasa por una sistema de regulación de resistencia eléctrica o bien, por un tubo calentado eléctricamente por inducción.


38

FIGURA 9: EJEMPLOS DE VAPORIZADORES CON AGUA O VAPOR

a) Con circulación de vapor o agua

Salida Gas

Salida Agua

Caliente

Agua

Serpentin

Aislamiento Entrada GNL

Entrada de

Agua Caliente

o Vapor a Baja

Presión

b) Con agua calentada mediante una resistencia eléctrica

Salida Gas

Agua

Serpentin

Aislamiento Entrada GNL

Resistencia Eléctrica

c) Vaporizador del tipo bitubo

Entrada GNL

Entrada de

Agua/Vapor

Salida de

Agua/Vapor

Salida Gas


39

FIGURA 10: EJEMPLO DE VAPORIZADOR ELÉCTRICO

Salida de Gas

Control Temperatura

Doble Transformador

Entrada de GNL

Caja Presurizada con Nitrógeno

Alimentación Eléctrica

Corto-Circuito


40

La figura 10 muestra un ejemplo de un vaporizador de inducción eléctrica que consiste en un serpentín eléctricamente conductor en el cual el GNL fluye y se vaporiza, este serpentín es la bobina secundaria de un transformador. La bobina primaria del transformador se alimenta eléctricamente y la corriente inducida en el serpentín produce la energía necesaria para vaporizar la muestra de GNL. Este principio de calentamiento es el único validado en la EN 12838 para el sistema de muestreo. El serpentín puede ser de cobre o acero inoxidable. Se recomienda el acero inoxidable que se utilizada en la nueva generación de vaporizadores eléctricos.

6.6.2. Elementos auxiliares de control en la vaporización

Se deben instalar elementos de control para supervisar las condiciones de la vaporización de la muestra de GNL y para proteger los equipos. Los más típicos son los siguientes.

6.6.2.1 En la salida del GNL vaporizado

- regulador de presión, o regulador de caudal de gas, para controlar el flujo del GNL vaporizado independientemente de la presión o caudal de la línea principal de GNL,

- cámara amortiguadora, o un acumulador, para absorber las variaciones de presión y mantener la homogeneización del gas.

- cámara de retención de líquido para evitar el paso de posibles pequeñas gotas de partículas de líquido,

- caudalímetros y/o los limitadores de flujo para controlar el flujo máximo de toman de muestra.

- medidores de presión,

- alarmas de temperatura, tanto para alta temperatura del gas (ejemplo: no existe flujo de GNL) como para baja temperatura (ejemplo: fallo en el equipo de calentamiento),

- otros elementos; como válvula de seguridad para sobrepresiones, válvula electro(magnética) para aislar el vaporizador, etc.

6.6.2.2 En la entrada del GNL

- válvula de retención para prevenir un posible retroceso de los componentes vaporizados a la línea principal de GNL

- orificio de restricción,

- válvula de aguja para controlar el caudal de GNL (no obstante es mejor controlar el caudal en la fase gaseosa para no crear alteraciones en la muestra),

- filtro,

- válvula de bloqueo para permitir el mantenimiento del sistema de muestreo por medio del aislamiento del GNL líquido,

- un by-pass de líquido para dar flexibilidad al sistema de muestreo en caso de mantenimiento (figura10).

6.6.2.3 En el fluido de calentamiento (agua, vapor o electricidad)

- regulador de temperatura, o control termostático, para mantener constantes las

condiciones de vaporización en función del flujo de GNL,

- termómetros y termostatos en caso de fallo de los equipos de calentamiento,

- control de la fuente de alimentación del transformador o de la resistencia sumergida.

6.6.2.4 Equipos de seguridad

Suministro y equipos eléctricos deben estar diseñados para estar en áreas clasificadas (a prueba de explosiones). Por ejemplo, el empleo de un recinto a presión con gas inerte.

6.6.3. Parámetros de operación

Se pueden recomendar los siguientes rangos para los parámetros de operación:

- presión de la muestra en el lugar de la toma de muestras superior a 2 bares,

- temperatura de salida del vaporizador, no inferior a +20º C (En la práctica se suele usar un set-point de 60 ºC),

- caudales de muestra adecuados, que difieren notablemente según la clase de vaporizador usado (los vaporizadores de inducción usan aproximadamente 1 m3(n)/h mientras que los reguladores de calentamiento eléctrico necesitan aproximadamente 1500 l/h),

- los datos de toma de muestras se recogen durante el periodo estable de la carga/descarga Esto comprende el periodo después de la subida inicial del bombeo, una vez alcanzado el full-rate, hasta antes de la bajada de bombas.

Durante el muestreo es esencial que las condiciones de proceso del sistema (temperatura y presión del flujo) permanezcan estables. Cambios repentinos de operación (por ejemplo debido a la apertura de una válvula o el retiro de un cilindro de la muestra) que afectan al flujo de gas, se deberían de evitar en todo momento. Estos cambios pueden producir el fraccionamiento del gas, causando un muestreo inestable y la fluctuación en el poder calorífico superior (PCS).

6.6.4. Sistema de recogida de muestras

Para recoger una muestra vaporizada de GNL tanto de un sistema intermitente como continuo existen dos opciones generales disponibles.

Un gran recipiente de gas (normalmente entre 0.5 y 1 m3) se utiliza para almacenar una muestra representativa del GNL regasificado durante la operación de transferencia. Las características del gas contenido en el acumulador una vez homogeneizado será representativo del GNL cargado o descargado. Pueden ser de varios tipos:

- cierre hidráulico, el agua se satura con gas mediante burbujeo con GNL regasificado al paso a través de ella antes del llenado del acumulador (véase figura 11a) o acumulador no hidráulico con una cámara en el acumulador de gas y una bomba de vacío (véase figura 11b).

- Para el sistema intermitente se puede usar una bomba para trasvasar pequeñas cantidades de GNL vaporizado a los cilindros/acumuladores de muestra. La cantidad de muestra recogida en


41

cada cilindro depende del flujo de transferencia y la cantidad total de GNL transferida. En este caso los cilindros/acumuladores de la muestra generalmente tienen un volumen entre 500 y 1000 cm ³ (véase figura 11c).

Existe un tercer principio de muestreo, basado en el sistema intermitente, llamado muestreo puntual. En el muestreo puntual se inyecta, por medio de una purga, una cantidad apropiada de GNL vaporizado en un cilindro de muestra.

La toma de muestras en botellas, durante la transferencia de GNL, debería realizarse a intervalos regulares, dependiendo de las características de las líneas de transferencia y el equipo, la organización de operación en la planta, la duración de análisis de gas de muestra, etc.

Ejemplo: la duración del intervalo de muestreo es alrededor de una hora, realizándose aproximadamente 8 o 9 tomas de muestras para una transferencia de GNL de una duración normal de 12 horas. El muestreo debe comenzar aproximadamente 2 horas después del principio de transferencia y finalizar aproximadamente 2 horas antes del final de transferencia.

6.7. ACONDICIONAMIENTO DE LA MUESTRA DE GAS

Después de la vaporización de la muestra de GNL, hay dos formas de transferir el gas al analizador: en botellas de muestra gaseosa o directamente a través del tubing al analizador.

6.7.1. Botellas de muestras de gas

Las botellas se llenan:

- o bien directamente en la salida del vaporizador, periódicamente durante toda la operación de transferencia del GNL. Normalmente llamado muestreo puntual, y no se recomienda (figura 11a, parte superior),

- o a la salida de la línea de toma de muestras que proviene del acumulador de gas normalmente llamado “dome sampler”, posiblemente impulsado por un compresor o bomba de vacío. (figuras 11a y 11b)

- o directamente a la salida del vaporizador, durante la operación de transferencia bombeando la muestra, normalmente a un sistema acumulador de pistón (véase figura 11c).

Estas botellas tienen que tener una capacidad suficiente para poder realizar los análisis posteriores del gas (por ejemplo 0.5 litros).

Son generalmente de acero inoxidable y pueden tener válvulas en ambos extremos como se muestra en la figura 11d, o pueden ser cilindros a presión constante con pistón flotante, como se muestra en la figura 11e.

Se prefieren conexiones rápidas en lugar de las de rosca debido a la frecuencia de la utilización de las botellas.

Después de purgar las líneas se deben de llenar las botellas, bien sucesivamente o simultáneamente, dependiendo de cómo sea la instalación. Es muy

importante que no exista ninguna entrada de aire a la botella y que la botella se encuentre suficientemente purgada antes de tomar la muestra para ser analizada.

6.7.2. Línea directa al analizador

Con este sistema se pueden realizar análisis con la frecuencia que el analizador permita y se evita la posibilidad de entrada de aire durante la toma de muestra.

En este caso se recomienda una línea de acero inoxidable con un diámetro pequeño conectado directamente a la salida del vaporizador hasta la entrada al analizador, situado en las instalaciones de carga/descarga. Puede ser necesario un compresor para compensar la pérdida de carga en la línea.

6.8. EJEMPLOS DE LA DISPOSICIÓN GENERAL DE LOS SISTEMAS DE MUESTREO

Como ejemplos, en la figura 12a se puede observar un posible sistema discontinuo de toma de muestras y en las figuras 12 b, c y d se pueden observar posibles sistemas continuos.

Sus elementos han sido descritos en apartados anteriores.


42

FIGURA 11: EJEMPLOS DE DEPÓSITOS Y SISTEMAS DE TOMA DE MUESTRAS

a) Acumulador de gas hidráulico

Compresorlinea de

muestreo

Purga

Toma de muestras(Muestreo en discontinuo)

Toma de muestras

Cupula tanqueflotante exterior

Tanque interior

Acumulador de gas

Sello con agua

Indicador de Flujo

b) Acumulador de gas no hidráulico

Vaporizador

Línea Principalde GNL

Acumulador degas no hidraúlico

Cilindro

Bomba de vacío

Línea de boil-off

Línea N2


43

c) Sistema de toma de muestras intermitente


44

d) Cilindro de metal para recoger muestras de gas

e) Cilindro de toma de muestras a presión constante con pistón flotante

Carrying handle

Valve

Rupture discs for pressure protection

Pressure Gauge

Magnetic Indicator

Floating piston

Medidor dePresión

Válvula

Indicador magnéticoAsa para transporte

Pistón flotante

Discos de ruptura paraprotección de presión


45

FIGURA 12: EJEMPLOS DE SISTEMAS CONTINUOS Y DISCONTINUOS DE TOMA DE MUESTRAS Y VAPORIZACIÓN

a) Sistema de toma de muestras de GNL con vaporizado eléctrico

Línea directa alcromatógrafo

Acumulador

Electroválvula

Válvula de presiónde seguridad

Línea deboil-off

Control temperaturadel gas

Reguladorcaudal

Nitrógenogas

Regulador de flujo

Temperatura del gas

Termostatos

Alta Baja

Controlpresión

nitrógeno

Caja presurizada

Válvula antiretorno

Válvula de entrada de GNL

Control de vacío

Toma demuestrasaislada a vacío

Aislante

Toma de muestrasde GNL

Línea principalde GNL

Aislante


46

b) Sistema de toma de muestras de GNL con vaporizador con vapor

Entradade vapor

Vaporizador

Cámara deseparación

Drenaje

Colector de

condensados

Zona de toma de muestras

Regulador depresión

Venteo

Acumulador

Rotámetro

Botellas demuestra

Indicador de presión

Líneaprincipalde GNL

Filtro

Sonda de toma de muestras

Línea purga N 2

c) Sistema de toma de muestras continuo con compresor para la carga de botellas de muestra de gas

Línea principal de gas

Línea principal de GNL

Sonda de tomade muestras

Vaporizador Acumulador

Reguladorde presión

Acumulador gas

Botellas demuestra

Compresor paracarga de muestra

de gas

Separador

LeyendaIndicador y controladorde presiónIndicador de presión

Indicador de Temperatura

Indicador de flujo

Válvula manual

Válvula manual de aguja


47

d) Sistema de toma de muestras continuo con argón presurizado para el vaciado y llenado de las botellas de gas

Línea 1

Línea 2

Venteo

Set-point remoto

Antorcha

Venteo

Muestreo manual


48

6.9. CARACTERÍSTICAS DE LOS SISTEMAS DE MUESTREO

Se pueden realizar los siguientes comentarios sobre el diseño del sistema de muestreo y la elección de los elementos que lo constituyen:

- Se recomienda utilizar como material acero inoxidable para todas las partes que se encuentran en contacto con GN/GNL, entre el punto de toma de la muestra y el analizador, para prevenir o limitar la posible contaminación o adsorción de componentes pesados (C5+), ya que éste es menos reactivo que otros materiales. También se recomienda que las líneas, botellas, válvulas, etc., entre el vaporizador y el analizador estén a temperatura constante. Durante el llenado del acumulador de gas o durante la transferencia de gas a las botellas o al analizador, el flujo de gas debe controlarse para limitar los efectos de la velocidad del gas y la temperatura externa sobre el fenómeno de adsorción/desorción,

- Los vaporizadores a baja temperatura (por ejemplo; vaporizadores atmosféricos o con agua a temperatura ambiente) no se recomiendan porque son susceptibles a crear fraccionamiento

- La composición más representativa del GNL transferido la proporcionan los sistemas de muestreo continuo, intermitente y discontinuo. Consisten o en el llenado del acumulador de gas durante el periodo de muestreo para obtener una mezcla equivalente al GNL transferido (figura 12c), o la toma de pequeñas muestras que se transfieren directamente al acumulador de muestra, o en los análisis repetitivos de GNL vaporizado realizados automáticamente durante el periodo de muestreo (figuras 12a y 12b),

- Es importante mantener los parámetros de vaporización y de la toma de muestras tan constantes como sea posible a lo largo del periodo de muestreo; principalmente el caudal de gas o GNL, la presión de GNL y la temperatura de vaporización.

Como los sistemas de muestreo no tienen que pasar los mismos tests, es difícil de comparar sus características de operación. En la norma europea EN12838 se presentan ejemplos de cálculo del funcionamiento de sistemas de toma de muestras continuos y discontinuos.

Teniendo en cuenta la distribución de los poderes caloríficos, calculados mediante la composición determinada a partir de las muestras de GNL regasificado, es razonable considerar que el poder calorífico superior puede ser estimado con una exactitud entre ±0.25% y ±0.30%, incluyendo la exactitud del análisis (±0.10%), para un sistema de muestreo de acuerdo a las consideraciones anteriores (ver apartado 15.3).

6.10. PROCEDIMIENTO DE TOMA DE MUESTRAS

6.10.1. Periodo de toma de muestras

Se recomienda que la toma de muestras de GNL se realice cuando el caudal se encuentre estable. Por lo tanto es necesario excluir el periodo inicial, correspondiente a la puesta en marcha de las bombas de transferencia y al incremento del caudal de GNL, hasta que la línea principal se encuentre completamente llena y el GNL sobrecalentado o bifásico que existía al comienzo de la operación se elimine, y hasta que se alcance el máximo caudal de GNL. Es necesario también excluir el periodo final cuando el caudal de GNL decrece antes de la parada de las bombas.

Cuando existen importantes cambios en la presión o en el caudal de la línea de transferencia es necesario suspender la toma de muestras temporalmente. El muestreo sólo se puede realizar durante el periodo de caudal estable de la carga/descarga.

6.10.2. Frecuencia en la toma de muestras

Cuando existe acumulador de gas la toma de muestras se realiza en continuo durante todo el periodo de muestreo a un caudal fijo. Además se pueden tomar muestras puntuales, con el propósito de controlar la calidad y composición del GNL y la operación de transferencia pero dichos análisis no se utilizan para el cálculo de la energía.

Cuando el GNL regasificado se envía directamente al analizador en línea, la frecuencia de los análisis de muestra dependerá del tipo de analizador y su disponibilidad (ver apartado 7.6). Ejemplo: Se puede realizar un análisis cromatográfico cada 6 u 8 minutos durante el periodo de muestreo si el cromatógrafo solo está destinado a este uso y si los componentes mayores de C6 no se analizan.

6.10.3. Purgado

Es necesario purgar todo sistema de toma de muestras (sonda, líneas, vaporizador, acumulador, botellas, etc.) antes de realizar dicha toma de muestras:

- Antes de comenzar la toma de muestras:

• introducción de GNL, vaporización y circulación de GNL regasificado por vaporizador y tubing del sistema,

• posteriormente descarga del gas de purga tanto a atmósfera (pequeño caudal de gas) o al boil -off de gas de la planta,

- Antes del llenado de las botellas:

• Conectar las botellas,

• Sucesivas operaciones de llenado y vaciado en cada botella (mínimo tres veces) antes de que se recoja la muestra,

• Aislamiento y transporte de las botellas,

Si las muestras se toman periódicamente en botellas es mejor mantener en servicio el sistema de toma de muestras, de esta forma el sistema se encuentra purgado continuamente y preparado para tomar una


49

nueva muestra con los mismos parámetros de operación.

6.10.4. Parámetros de muestreo

Es importante que los parámetros de operación del sistema de muestreo (presión, temperatura, caudal) se mantengan constantes a lo largo del periodo de toma de muestras para obtener una operación estable y obtener muestras representativas y repetitivas.

6.10.5. Utilización de las botellas de muestra de gas

Las muestras de gas recogidas en las botellas son:

- por una parte, analizadas directamente para determinar la composición media del GNL transferido,

- y por otra, posibilita que la otra parte relacionada con la transferencia de gas (comprador o vendedor dependiendo del tipo de contrato) pueda disponer de ellas; o incluso también para posteriores investigaciones, por ejemplo en caso de disputa, almacenándolas durante el periodo definido en el contrato que puede llegar a ser de varias semanas.

Cuando el sistema de toma de muestras incluye una línea por la cual el GNL regasificado va directamente al cromatógrafo de gases, se puede diseñar un sistema adicional de toma muestras puntuales (estación de llenado de botellas de muestra) para utilizarlas solamente como control. Estas muestras se toman en una línea adicional a la salida del vaporizador con los parámetros de muestreo ajustados convenientemente.

6.11. SISTEMA DE MUESTREO PUNTUAL

Una determinada cantidad de GNL se inyecta en una cámara purgada adecuadamente y previamente enfriada mediante circulación con GNL. La cámara, que se encuentra aislada, se llena parcialmente con GNL. Entonces la muestra de GNL se lleva a temperatura ambiente y vaporiza. De este modo el GNL regasificado llena todo el volumen de la cámara que se diseña para que resista el correspondiente aumento de presión. Por último, las muestras se extraen de la cámara a través de válvulas de reducción de presión a las botellas.

7. ANÁLISIS DEL GAS Las muestras de GNL regasificado se analizan mediante cromatografía de gases para determinar su composición. Este análisis se realiza porque el cálculo del contenido energético se basa en sus componentes. Una medida directa del contenido energético, mediante un calorímetro por ejemplo, sería menos precisa y no nos daría la información de su composición tan útil para el cálculo de otras propiedades como la densidad o el índice de Wobbe.

También la cromatografía de gases puede utilizarse para determinar alguna de sus impurezas, como por ejemplo los componentes de azufre en bajas concentraciones (ppm). En este caso se requiere

una configuración del cromatógrafo diferente al utilizado para sus componentes principales.

Otras impurezas-traza, como el mercurio, requieren una técnica analítica diferente. Para la mayoría de las impurezas la toma de muestras es crítica por lo que se requieren especiales precauciones y materiales.

La cromatografía de gases es una técnica que se puede aplicar sobre una base de comparación. En este caso la calidad de los análisis dependerá de los gases utilizados en su calibración. Alternativamente, la cromatografía de gases puede ser aplicada basada en el Método Estándar Normalizado Externo, usando factores de respuesta relativos para cada uno de los componentes. La concentración de cada componente se expresa como:

Cantidadi = Areai . RFi . SisF

donde:

Areai = el área del pico para el componente “i” en el cromatograma.

RFi = el factor de respuesta relativo para el componente i

SisF = el factor del sistema para todos los componentes.

Con este último método la calidad del análisis de gas es independiente de la calidad del gas de calibración.

Aunque no es el propósito de este manual describir con todo detalle la cromatografía de gases, se va a realizar una descripción general de los aspectos más importantes. Técnicas clásicas usadas para determinar la composición de los gases que pueden aplicarse directamente en el caso del GNL regasificado.

Existen muchos métodos en la literatura actual; por ejemplo, en normas internacionales como ISO (Ej. ISO 6974), Institutos Nacionales (IP 377) o métodos de Institutos como ASTM (ASTM D 1945) o GPA (GPA 2261).

En el resto del capítulo se describen las características generales del sistema de cromatografía de gases, en continuo (on-line) y en el laboratorio, que puede utilizarse en las instalaciones de GNL por el comprador y el vendedor para determinar la calidad del GNL transferido, así como su modo de operación y el procesamiento de datos.

7.1. TIPO DE CROMATÓGRAFOS 7.1.1. Introducción

Entre los diversos sistemas de análisis que existen se mencionan como ejemplos:

- Un cromatógrafo con dos o tres columnas para separar selectivamente los componentes, por ejemplo: una columna para el N2 y para el C1

hasta C5 y otra para el C6+; o una para N2, C1, C2 y CO2, y otra para C3, C4 y C5. Esta técnica fue desarrollada en los años 80 y se describe en las ASTM, GPA y métodos IP,

- O bien, cualquier sistema de cromatografía moderno que cumpla la precisión para todos los


50

componentes exigida en las ASTM, GPA o métodos IP. Un cromatógrafo típico de gas de proceso cumplirá plenamente dichos requerimientos.

Cabe destacar que los componentes más pesados presentes en el GNL en cantidades significativas suele limitarse hasta el C5 y, por lo tanto, es obvio que se requiere una buena resolución entre los hidrocarburos.

En primer lugar es necesario observar si existen picos de oxígeno para detectar si la muestra está contaminada y si existe algún fallo en el sistema de toma de muestras o fugas en el cromatógrafo.

Hay que comentar que existen algunos métodos que no diferencian el oxígeno (y el argón) del nitrógeno; para bajos niveles de oxígeno (ppm) se debe utilizar un medidor específico.

Además también puede requerirse la determinación de otros componentes citados anteriormente, realizando la detección y cuantificación de impurezas tales como compuestos de azufre (mercaptanos COS o H2S); estos compuestos se analizan de acuerdo a métodos normalizados (Ej. ISO 19739) y para ello puede utilizarse un cromatógrafo específico.

En la figura 13a se pueden observar un sistema de cromatografía de gases con un cromatógrafo y en la figura 13b se muestra un sistema con varios cromatógrafos.

Si hay dos líneas de descarga, se pueden utilizar dos cromatógrafos, uno para cada línea. La composición podrá calcularse como la media de los resultados de cada cromatógrafo durante la descarga.

7.1.2. Columnas

La elección del tipo y fase estacionaria de las columnas depende del sistema de análisis cromatográfico elegido y de los componentes del gas a analizar.

Se pueden encontrar los siguientes tipos de columnas:

- columnas empacadas formadas por tubos, generalmente de acero inoxidable, con una fase estacionaria (material de relleno) que puede ser:

• un soporte hecho de partículas sólidas impregnadas mediante una fase líquida estacionaria,

• o un material adsorbente sólido (no impregnado) como por ejemplo un tamiz molecular,

- columnas capilares, formadas por tubos abiertos de muy pequeño diámetro donde la fase líquida estacionaria baña directamente las paredes. Existen diferentes tipos: WCOT, SCOT Y PLOT; en vidrio (sílice fundida) y en acero inoxidable.

Las columnas empacadas presentan normalmente una longitud entre 0.5 y 9 m y un diámetro interno entre 2 y 6 mm. Las columnas empacadas son adecuadas para el análisis cuantitativo y cualitativo del gas natural aplicándose en los métodos establecidos (GPA 2261 e ISO 6974, partes 3, 4 y 5).

La columnas capilares (columnas WCOT) generalmente presentan una longitud entre 5 y 100 m de longitud, y un diámetro interno entre 0.1 y 0.5 mm. Normalmente ofrecen una mejor separación de los componentes pero sólo admiten una cantidad muy pequeña de muestra. La muestra se divide normalmente en una relación de 1:10 a 1:50. Las columnas PLOT presentan una capacidad relativamente alta con unas buenas características de separación. Actualmente se utilizan tamices moleculares (para la separación por ejemplo de He, H2, N2 y O2) en ambos tipos de columnas (empacadas y capilares). Los últimos métodos (ISO 6974, parte 6) están utilizando actualmente combinaciones de columnas WCOT, PLOT y columnas capilares de tamices moleculares para optimizar las características de separación en el análisis de gas natural. GPA 2186 aplica ahora una combinación de columnas capilares (WCOT) y empacadas.

La temperatura de funcionamiento se puede controlar en modo constante o programado. De esta última forma se puede reducir la duración del análisis pero se prefieren condiciones isotérmicas cuando se utilizan detectores de conductividad térmica porque las variaciones de flujo causadas por las variaciones de temperatura pueden crear desviaciones de la línea base con estos detectores. En cualquier caso la temperatura del horno que contiene las columnas debe estar bien controlada.

7.1.3. Detectores

Los detectores de conductividad térmica (TCD) son los que se aplican normalmente en los cromatógrafos utilizados en las instalaciones de GNL, principalmente porque son sensibles a todos los componentes del gas natural y su respuesta es prácticamente lineal (al menos 103). La temperatura debe mantenerse constante. Actualmente los niveles de detección pueden llegar hasta 0.001 % molar. Un TCD es un detector de concentración selectivo, por lo que después de cualquier cambio de flujo, temperatura o volumen el sistema ha de ser recalibrado.

También se pueden utilizar detectores de ionización de llama (FID). Estos detectores presentan mayor sensibilidad, tienen un rango lineal suprior a 106, y pueden detectar concentraciones menores que los detectores de conductividad térmica. Sin embargo, su mayor sensibilidad no es necesaria para obtener la composición del GNL. Los FID´s son útiles para detectar los hidrocarburos pesados (fracción C6+, identificación y cuantificación de los hidrocarburos hasta C12) pero no pueden detectar gases inertes (N2, O2, He, Ar, etc.). Un FID es un detector de masa selectivo y no es sensible a las variaciones de flujo.


51

FIGURA 13: SISTEMAS DE CROMATOGRAFÍA DE GASES a) con un cromatógrafo de gases

Entradas de la

muestra

Gas portador

Unidad de procesadode datos

Cromatógrafo

Integrador

Válvula de3 vías

ImpresoraUnidad de

almacenamientode datos

Selector de válvulaAbierto a la

atmósfera

b) con varios cromatógrafos de gases

Gas portador

Integrador 1

Integrador 2

Integrador 3

Impresora

Válvula de3 vías

Entradas de la

muestra

Abierto a la atmósfera

Unidad de procesadode datos

Unidad de almacenamientode datos

Selector de válvula y cromatógrafo


52

TABLA 13: SELECCIÓN DE SISTEMAS

COMPONENTES COLUMNAS DETECTORES PORTADOR Hidrocarburos C1-C14 Metil Silicona FID, TCD He, H2 N2, CO2 y H2S Haysep, Porapak TCD He, H2 O2 y N2 Mol Sieves 13X, 5A TCD He, H2 He y H2 Mol Sieves 13X, 5A TCD N2, Ar

(TCD = Detector de conductividad térmica (Thermal Conductivity Detector); FID = Detector de ionización de llama

(Flame Ionisation Detector). 7.1.4. Gas portador

Los gases que se utilizan normalmente son helio e hidrógeno. Su pureza debe ser mayor del 99.995%v. Se recomienda el helio por razones de seguridad, aunque si se utiliza un generador de hidrógeno, el riesgo se reduce mucho. Para la determinación de helio y/o hidrógeno se tiene que utilizar argón o nitrógeno como gas portador.

Ejemplos de aplicaciones de columnas empacadas son las siguientes:

- De acuerdo a la ISO 6974 parte 4:2000, se describe un método simple para el análisis del gas natural (nitrógeno, dióxido de carbono e hidrocarburos hasta pentano y C6+), utilizando 2 columnas donde:

• columna 1 = 9 m de longitud, 4.75 mm de diámetro interno, acero inoxidable o cobre,

• columna 2 = 0.45 m de longitud, 4.74 mm de diámetro interno, acero inoxidable o cobre,

Para la fase estacionaria de ambas columnas:

• soporte = Chromosorb PAW (polímero poroso, partículas de 250 a 315 µm),

• fase líquida = aceite de silicona DC200,

• grado de carga = 28 g por 100 g de soporte.

La temperatura constante de operación en el horno es de 110 °C ± 2 °C, con helio como gas portador y un detector TCD.

- De acuerdo a la ISO 6974 parte 3:2000, se describe un método para el análisis de gas natural (hidrógeno, helio, nitrógeno y oxígeno, dióxido de carbono e hidrocarburos hasta el octano), utilizando dos columnas donde:

• columna 1 = 3 m de longitud, 2 mm de diámetro interno, acero inoxidable, relleno = Porapak R, partículas de tamaño entre 150 y 180 µm (para la separación de hidrocarburos),

• columna 2 = 3 m de longitud, 2 mm de diámetro interno, acero inoxidable relleno = Molsieve 13X, partículas de tamaño entre 150 y 200 µm (para la separación de He, H2, N2 y O2).

El control de temperatura se realiza entre 40°C y 200°C, con un programador lineal que proporciona un aumento de temperatura de 15°C/min, ambos con argón y helio como gas portador y dos detectores (TCD y FID).

En la sección 2 de la GPA 2261 se cita: " La tecnología moderna ha realizado muchos avances en el modo de analizar el gas natural. Estos avances están ya disponibles para los cromatógrafos tradicionales de laboratorio, portátiles y de línea. Cualquier cromatógrafo de gas se considera válido para el análisis de gas natural mientras los datos cumplan las especificaciones de repetibilidad y de reproductibilidad. "

La tabla 13 recoge las posibilidades existentes para la selección del sistema de columnas adecuado en da caso.

7.1.5. Calidad de la separación de los componentes

Es necesario considerar los siguientes parámetros cuando se instala un sistema de cromatografía de gases por su influencia en la calidad de la separación de los componentes:

- Temperatura de operación: cuando la temperatura aumenta el tiempo de retención disminuye pero la resolución disminuye al mismo tiempo.

- Se debe optimizar el flujo del gas portador controlando su caudal y presión para conseguir la más alta resolución de los picos.

- La válvula de conmutación puede crear un problema de interferencias o interrumpir el cromatograma de los demás componentes.

7.2. INTEGRADOR Y PROCESADOR DE DATOS

7.2.1. Sistema de integración

El integrador se conecta a uno o varios cromatógrafos para determinar el tiempo de retención, el área de cada pico obtenida por el detector, e imprimir los resultados o enviarlos a un sistema auxiliar de procesamiento de datos.

Los integradores pueden realizar también, dependiendo del grado de sofisticación de su software y de la calibración de los cromatógrafos, la detección e identificación de los picos, el cálculo del porcentaje de cada componente en la mezcla de gas e incluso el control la operación de los cromatógrafos.

Los componentes del gas se identifican mediante su tiempo de retención. La integración de los picos es difícil algunas veces cuando éstos no se encuentran completamente separados. Se recomienda utilizar un equipo donde se pueda verificar la línea de integración real.


53

Otra función del integrador puede ser la de generar una alarma.

7.2.2. Procesamiento de datos

Antes de realizar el informe del análisis es necesario procesar los datos. Actualmente la función de integración y el procesamiento de los datos se realizan en un ordenador (PC) basado en el Sistema de Datos del Cromatógrafo (CDS), así como el cálculo de las principales propiedades físicas del gas (poder calorífico, densidad, etc., de acuerdo con la norma ISO 6976-1995).

Como resultado final, el sistema CDS normalmente realiza un informe con la composición (expresada en % molar) tanto normalizada como no normalizada. Los datos no normalizados son el resultado del cálculo de la muestra con las tablas de calibración obtenidas a partir del análisis del gas de calibración. La suma total de los datos no normalizados debe encontrarse entre 98 y 102% o mejor. Si la suma total de los datos brutos se encuentra fuera de este rango significa que existe algún error en el análisis. Puede ser que la calibración no sea correcta o que exista algún problema en el análisis (inyección, intercambio en la columna, no aparición de picos, etc.). En este caso se requiere un examen exhaustivo del equipo. Una vez que se ha encontrado la inexactitud es necesaria una recalibración.

Como la presión atmosférica tiene una influencia directa en el volumen de muestra inyectado, en condiciones de rápido cambio de presión atmosférica se aconseja compensar dicho cambio antes de la normalización.

7.3. CALIBRACIÓN La aplicación de la cromatografía de gases en el caso del gas natural es una técnica que requiere una calibración. Esta calibración se lleva a cabo con gases normalizados de composición similar a la de las muestras (normalmente es un punto único). La validación del equipo de cromatografía de gases puede realizarse de acuerdo a la norma ISO 10723. (Performance evaluation for on-line analytical systems).

7.3.1. Procedimiento de calibración

Una vez realizada la configuración del cromatógrafo de gases y la instalación del software de integración/procesamiento, el cromatógrafo se debe calibrar. Esta operación consiste en análisis sucesivos (4-6 por ejemplo) de un gas de calibración certificado (ver apartado 7.3.2.) con el propósito de determinar:

- El tiempo de retención de cada componente en sus columnas respectivas: identificación de los componentes.

- Los factores de respuesta (media aritmética de los factores calculados después de varios análisis, 10 como mínimo) o los parámetros correspondientes a los componentes de referencia (ver apartado 7.4.): cuantificación de los componentes de la muestra de gas.

Estos parámetros se guardan en el sistema CDS.

La calidad de la calibración es determinante en la calidad de todas las medidas obtenidas. Se necesita un gas trazable, preferiblemente un Material de Referencia Primario (Primary Reference Material (PRM)), para ser utilizado como fuente fiable (ver ISO 14111).

Si se aplica el Método Normalizado Estándar Externo, la calidad del gas de calibración es menos importante.

Es recomendable participar en un Proficiency Scheme para evitar desviaciones sistemáticas del valor verdadero (Bias)

Además de estas determinaciones, se recomienda realizar un test de repetibilidad para evaluar el error aleatorio del sistema. Se realizarán varios análisis sucesivos (como mínimo 20), en las mismas condiciones y para el mismo gas. Después se examinará la distribución de los resultados (porcentajes de cada componente o el poder calorífico) y se calculará la desviación estándar.

Si esta desviación estándar es demasiado alta, por ejemplo mayor de 11 kJ/m3(n) sobre un valor del poder calorífico calculado de 44.4 MJ/m3(n), se debe interpretar como una anomalía en el acondicionamiento del sistema, un error en los parámetros de integración o un fallo de algún elemento del sistema. Entonces el sistema necesita ser reparado o es necesario modificar sus condiciones de operación.

7.3.2. Gas de calibración/gas normalizado de trabajo

La preparación del gas de calibración puede ser realizada según las normas ISO 6143 e ISO 14111.

La mezcla de gas utilizada en la calibración debe incluir en unos porcentajes próximos todos los componentes encontrados en el GNL regasificado que se va a analizar.

La preparación de esta mezcla debe ser realizada con mucho cuidado. Se recomienda utilizar métodos normalizados gravimétricos.

La calidad del gas de calibración que se prefiere es la del Material de Referencia Primario (PRM). Este gas es muy caro aconsejándose cuidado en su uso debido a su alto coste (sobre 6000 USD para un cilindro de 5 litros a 50 bar).

Es útil disponer de un gas de trabajo normalizado, el cual es analizado con el gas de calibración. Este gas debe ser estable y se utiliza para verificar el funcionamiento del sistema periódicamente (p. Ej. semanalmente o antes de cada carga). Los resultados analíticos de esas medidas deberían utilizarse para un control estadístico de la calidad, de acuerdo con la ASTM D6299 (cuadros de control)

Se puede disponer de un gas de trabajo estándar rellenando una botella con el gas tomado de las instalaciones de GNL (Ej. cilindro de 50 litros a 50 bar). También se pueden comprar gases de referencia con menor grado de precisión para este mismo propósito.

Si el análisis del gas de trabajo normalizado indica la necesidad de una nueva recalibración se debe utilizar el PRM para recalibrar el sistema (después los análisis obtenidos volverán a ser correctos).


54

Después de cada cambio en el hardware o software es necesaria una recalibración. Normalmente las calibraciones se realizan una vez cada tres meses más o menos.

7.4. ANÁLISIS CUANTITATIVO Los datos básicos para realizar el análisis cuantitativo son las áreas de los picos correspondientes a los diferentes componentes. El método más habitual de cálculo se describe a continuación de acuerdo con la norma ISO 6974 parte 2.

7.4.1. Factores de respuesta

El porcentaje Xi del componente i se calcula con la siguiente fórmula:

100.).(

.ii

iii

AKAK

XΣ

=

donde A i es el área del pico del componente i en la mezcla de gas, y donde K i es el factor de respuesta del componente i determinado mediante calibración como sigue:

Si

Sii

AX

K =

SiX = el porcentaje conocido del componente i en el gas de calibración

SiA = es la media aritmética del área del pico del componente i en el gas de calibración (como mínimo 10 análisis).

Esta metodología puede utilizarse solamente si el detector presenta una variación lineal con la concentración o si la concentración del gas de calibración es muy similar a la del componente que se está analizando. Después de determinar la concentración de todos los componentes se calcula la suma total (resultado no normalizado). Idealmente el total se encuentra cercano al 100%. Pueden aparecer pequeñas desviaciones debido a los errores aleatorios (Ej. variación del volumen de inyección debido a la presión atmosférica). Normalmente la suma no es exactamente 100%. La normalización soluciona este problema. Con la normalización se asume que el problema es el mismo para todos los componentes. Todos los componentes se dividen por el total sin normalizar y se multiplica por 100 obteniéndose el total normalizado (100%). El rango permitido de normalización es del 98 – 102 % del total. Valores más altos o bajos indican que existe un problema.

También hay que indicar que pueden existir otros problemas relativos a los componentes individuales. Un problema de integración puede dar un área del pico errónea. Los picos de integración deben ser los mismos que los del gas de calibración ya que este gas debe tener la misma composición que la muestra que va a ser analizada.

7.5. ENTORNO DEL SISTEMA DE CROMATOGRAFÍA DE GASES

Los requerimientos prácticos para la instalación de este sistema son los mismos que los requeridos para

cualquier sistema de análisis de alta exactitud e incluye:

- Edificio cerrado con condiciones estables de temperatura (no necesariamente aire acondicionado) protegido del sol, fuentes de calor y otras inclemencias. Temperatura adecuada y constante de los gases de calibración y de la muestra (masa inyectada/volumen constante)

- Suministro eléctrico seguro y permanente sin variaciones.

- Conexiones aisladas y a tierra del cromatógrafo y del sistema de datos.

7.6. ANÁLISIS DEL GNL REGASIFICADO Y MUESTRAS ALMACENADAS

Durante una operación normal de trasferencia de GNL (por ejemplo, duración de la operación 12 horas y duración del periodo de toma de muestras 8 horas) pueden aplicarse los siguientes procedimientos de análisis:

- En el caso de que exista una conexión directa entre el cromatógrafo y el vaporizador: Los análisis pueden realizarse durante todo el periodo de muestreo con una frecuencia igual a la duración del análisis en el cromatógrafo. Ejemplo: con un análisis cada 20 minutos se pueden realizar 24 análisis en todo el periodo. Con la nueva generación de cromatógrafos la duración de cada análisis se reduce a 5 minutos,

- En el caso del llenado periódico de botellas de muestra: Uno o varios análisis (a menudo dos) deben realizarse sucesivamente con cada botella. Se comparan los resultados y si existen importantes diferencias se debe realizar un análisis adicional o se deben llenar de nuevo las botellas. Después se calculará la media aritmética de los porcentajes de los componentes determinados en los análisis considerados y así se determinará la composición media de la muestra. Ejemplo : dos análisis de cada botella tomando la muestra cada hora calculándose su promedio, de esta forma se obtendrán 8 análisis promedio durante el periodo de muestreo,

- En el caso de llenado desde un acumulador de gas (ISO 8943): Al final del periodo de muestreo se llenan tres botellas. Una para cada una de las partes (comprador/vendedor) y otra para futuras investigaciones (Ej. una tercera parte en caso de disputa). Uno o varios análisis (generalmente 2) se realizan sobre la misma muestra si no existe una diferencia importante en la concentración de los componentes.

A partir de aquí se calcula la composición media (media aritmética de los porcentajes de los diferentes componentes) con todos los resultados tenidos en cuenta (los resultados directos de los análisis o la media de varios análisis de la misma muestra). Esta composición puede utilizarse, por ejemplo, en cálculos de cualquier parámetro adicional (densidad del GNL, poder calorífico)


55

mediante la unidad de procesamiento de datos (ver secciones 8 y 9).

En la práctica es común que los análisis resultantes de las muestras recogidas mediante una toma de muestras en continuo sean los que se utilicen para el cálculo del contenido energético.

7.7. INCERTIDUMBRE EN EL ANÁLISIS DEL GAS

La incertidumbre obtenida depende de la concentración de cada componente en la muestra. Siempre que el sistema sea elegido, instalado y su modo de operación esté de acuerdo con los métodos y recomendaciones apropiados y, además, se calibre con gas de alta pureza (PRM), la incertidumbre total que se obtenga en el cálculo del poder calorífico será menor de ± 0.1% (relativa) para los componentes principales (porcentaje 10-100%).

Para bajas concentraciones, la incertidumbre (en términos de repetibilidad) es del 1% (relativa) para una concentración de 1-10%, y del 10% (relativa) para una concentración de 0.1-1%. Si la concentración se encuentra entre el 0.01% y 0.1% la repetibilidad presenta un valor alrededor del 30% (relativa).

7.8. IMPUREZAS Las impurezas del GNL que algunas veces se especifican en los contratos son el dióxido de carbono, compuestos de azufre (sulfuro de azufre, sulfuro de carbonilo y mercaptanos) y mercurio. Las impurezas traza tienen normalmente una concentración entre 0-1 mg/m3, o en el caso del mercurio tan baja como 5 ng/m3. La toma de muestras no puede realizarse en este caso en cilindros normales ya que estas impurezas son químicamente reactivas y son absorbidas por la pared del cilindro.

La determinación de componentes traza requiere un tratamiento especial que puede estar subestimado, siendo la configuración, la operación y el mantenimiento una tarea de expertos. Todos los aspectos son críticos: toma de muestra, calibración y análisis. Es muy aconsejable validar y verificar los resultados antes de utilizarlos a efectos comerciales.

7.8.1. Dióxido de carbono

El límite de especificación a menudo se encuentra alrededor del 0.01 mol%. El dióxido de carbono se determina mediante análisis cromatográfico el cual es capaz de analizar hasta 0.01% o incluso más bajo.

7.8.2. Azufre

Las impurezas de azufre se encuentran normalmente en una concentración entre 0-25 mg/m3(n).

El azufre puede especificarse como azufre total y/o como compuestos que contienen azufre. Estos compuestos son: sulfuro de hidrógeno (H2S), sulfuro de carbonilo (COS) y mercaptanos (RSH, donde R es un grupo alquilo; Ej. metilmercaptano CH3SH o etilmercaptano C2H5SH).

La toma de muestras para determinar los componentes traza de azufre no es fácil; se necesitan tomar precauciones especiales para evitar la absorción de estos componentes en las paredes de todo el sistema de muestra. La toma de muestras se debe realizar de acuerdo al método descrito en la ISO 10715. La cara interna de los cilindros debe ser de un material que no sea reactivo con los compuestos de azufre. La muestra no puede conservarse más de 8 días.

Los materiales “silicosteel” o “sufinert coated steel”, disponibles comercialmente, son los que se utilizan para esta aplicación pero son muy caros.

7.8.2.1 Azufre total

El azufre total se determina mediante técnicas de combustión como se describe en la ISO 4260 (combustión de Wickbold), donde todo el azufre se transforma a SO2 el cual es recogido y cuantificado.

Las técnicas de combustión se especifican normalmente en los contratos, son efectivas pero puede acarrear problemas de seguridad. Muchos accidentes han ocurrido debido a la violenta combustión del gas en una llama de oxígeno/hidrógeno.

Recientemente se pueden utilizar técnicas instrumentales como la microcolumetría (ASTM D 3146), pirólisis/ quimioluminiscencia, o hidrogenólisis/colorimetría rateométrica (ASTM D 4045), GC/quimioluminiscencia (ASTM D5504) o GC/AES (ASTM D5623). Se recomienda el uso de estas técnicas instrumentales.

7.8.2.2 Compuestos de azufre

Para determinar los compuestos de azufre que contiene un gas, estos compuestos deben ser primeramente separados. Se puede utilizar un cromatógrafo de gases en combinación con un detector específico de azufre. Los sistemas que se utilizan normalmente, TCD (no es suficiente sensible para detectar trazas) y FID (no aparece ni señal), no son los adecuados. Para estos compuestos existen detectores específicos, descritos en la ISO 19739 (Determinación de compuestos de azufre por cromatografía de gases). Estos equipos son caros y además requieren especialistas. En principio es posible la medición en continuo.

También el azufre total puede calcularse a partir de sus compuestos, asumiendo que todos los componentes de azufre presentes en el gas se han detectado y medido a partir de la cromatografía de gases (que es normalmente el caso).

7.8.3. Mercurio

El mercurio puede determinarse mediante la ISO 6978, que actualmente está siendo revisada (ISO/DIS 6978 – parte 1-3, 1998). Para bajos niveles de mercurio el procedimiento se describe en la parte 3 (anteriormente sección B de la versión de 1992). Se describen ensayos de mercurio mediante la formación de una amalgama sobre oro/platino para el rango 10-100000 ng/m3 (toma de muestras en condiciones atmosféricas). El mercurio se encuentra normalmente en forma de su metal o de un compuesto orgánico ligero (Ej. metil mercurio). Estas formas se recogen eficazmente mediante una amalgama.


56

La determinación del mercurio es muy complicada debido a las propiedades de absorción del mercurio. Las líneas de toma de muestras deben ser tan cortas como sea posible (ver también ISO 10715 para materiales, preferiblemente menor de un metro), si es posible calentada (a 80°C), especialmente si la presión del gas es alta (por encima de 20 bar) para prevenir la posible condensación de hidrocarburos y debería ser barrida durante un largo periodo de tiempo (preferiblemente incluso en continuo a bajo caudal, Ej. 2 l/min).

Existen equipos comerciales disponibles en el mercado pero no siguen estrictamente las recomendaciones de la ISO 6978, la cual ha sido desarrollada para medidas de gas a alta presión. En el caso de medidas en el GNL se pueden utilizar los equipos comerciales si se toman las precauciones debidas.

Como en el caso de las impurezas de azufre, la toma de muestras gaseosas en un cilindro para determinar el contenido de mercurio es difícil. Además no es precisa para bajos niveles de mercurio ya que es absorbido por la pared del cilindro en un periodo corto de tiempo, y cualquier lectura será errónea.

8. PROCESADO Y TRATAMIENTO DE DATOS

8.1. GENERAL El equipo de toma de muestras y vaporización de GNL es la clave de las medidas de Custody Transfer en lo que concierne a la determinación de calidad del GNL. El objetivo de este equipo es tomar muestras de GNL representativas de la línea de transferencia de GNL para luego transformar el flujo en fase líquida a fase gaseosa evitando cualquier fraccionamiento y la vaporización selectiva.

Normalmente, este flujo gasificado de muestra es transportado a través de un tubing al cromatógrafo de gases para el análisis en continuo. En algunos casos la distancia entre el vaporizador y el cromatógrafo de gas puede llegar a ser de unos cientos de metros.

Una vez comprobado que todo el sistema de toma de muestras y vaporización trabaja correctamente, que el gas de análisis alimenta el cromatógrafo y que el integrador proporciona la composición molar del GNL, el cual representa la calidad del GNL transferido, se puede calcular el poder calorífico superior PCS y la densidad, basados en la composición molar.

Las modernas unidades de toma de muestras y vaporización se complementan con una serie de dispositivos auxiliares cuyo objetivo es el control y medida de los parámetros de mayor interés. Por ejemplo, transmisores de presión y temperatura, medidores de caudal etc.

En general, todas las señales procedentes de los dispositivos auxiliares, el cromatógrafo de gas, etc. son recogidas por un Sistema de Control Distribuido (DCS) para el control y la supervisión. Esto supone disponer de gran cantidad de información para el procesado y el tratamiento.

Ya que en el proceso de Custody Transfer se debe aportar una única medida para cada uno de los parámetros necesarios en el cálculo de la energía, es necesario, definir los procedimientos y directrices para tratar con esta información.

8.2. MANEJO DE DATOS: CALIDAD La composición de GNL molar proporcionada por el cromatógrafo de gas se utiliza para calcular las propiedades derivadas del GNL. Normalmente la densidad y el poder calorífico superior se calculan por medio de correlaciones y procedimientos a partir de una composición molar media de GNL (véase Secciones 9 y 10). Si el software del cromatógrafo dispone de las rutinas adecuadas, es posible usarlas para calcular estas propiedades directamente usando la temperatura como un parámetro adicional.

El manejo de los datos brutos de composición tiene lugar en dos etapas: procesado y tratamiento.

8.2.1. Procesado de datos

El objetivo de esta etapa es eliminar aquellas composiciones de GNL analizadas durante períodos de tiempo en los cuales algún parámetro de operación ha estado fuera de los límites predeterminados.

Por ejemplo, cuando:

- El caudal de muestreo es inferior al set-point establecido. (p. Ej. 1.0 m3(n)/h),

- La presión en el punto de toma de muestras es inferior al valor preestablecido (p. Ej. 2 barg),

- Caudal de bombeo del barco (caudal GNL línea de transferencia) inferior al valor preestablecido, p, j. 70% del caudal nominal,

- otros criterios particulares para los análisis.

Después de la etapa de procesado, se dispone un subconjunto de composiciones válidas de GNL para realizar el tratamiento de datos.

8.2.2. Tratamiento de datos

El objetivo del tratamiento de datos es obtener, desde un punto de vista estadístico, un resultado robusto y consistente que sea lo más representativo posible de la calidad del GNL transferido.

Esta etapa consiste en:

- aplicar un test de GRUBBS a cada componente del GNL (ver ISO 5725-1),

- calcular la composición media del GNL para cada componente,

- Normalizar la composición final del GNL.

De este tratamiento de datos se obtiene una composición molar final del GNL, que se utilizará para calcular las propiedades relevantes del GNL.


57

9. DENSIDAD 9.1. GENERAL Existen dos procedimientos para determinar la densidad:

- En el primero se obtiene el valor medio directamente a partir de los densímetros de los tanques del metanero.

- En el segundo se calcula la densidad a partir de la composición media del GNL.

Los datos facilitados por el densímetro “in-situ” tienen en cuenta el estado de equilibrio del GNL y su composición, lo que significa que ya no sería necesario la toma de muestras y su posterior análisis. Por lo tanto, éste podría ser el mejor método para la medida de la densidad del GNL. Desafortunadamente los avances tecnológicos todavía no han desarrollado equipos para calcular con precisión la densidad del GNL en el interior del metanero bajo las condiciones normales de operación. Por este motivo se ha optado por el segundo procedimiento, donde la densidad se calcula a partir de la composición media del GNL.

9.2. MÉTODOS DE CÁLCULO DE LA DENSIDAD

Existe una variedad de métodos de cálculo [6], tales como:

- Ecuaciones de estado en su forma integral

- Método de los estados correspondientes extendido

- Método del modelo de esfera dura

- Método WATSON

- Método ELF-AQUITAINE

- Método gráfico de RC MILLER

- Método HIZA

- Método de KLOSEK-McKINLEY revisado (k1, k2 tablas en Kelvin: K)

- ISO 6578, utilizando también el método revisado de KLOSEK-McKINLEY (k1, k2 tablas en grados Celsius: ºC)

En este manual el método seleccionado es el método de KLOSEK-McKINLEY revisado, descrito en “N.B.S. Technical note 1030 December 1980” [10]. Su aplicación es muy sencilla ya que sólo se requiere la temperatura del GNL y su composición. Los límites de este método también engloban la composición de la mayoría de los GNL´s existentes. Su incertidumbre es de ± 0.1%, cuando el contenido de nitrógeno o de butano no excede del 5%. Para realizar estos cálculos con frecuencia se utiliza una hoja de cálculo o un programa informático. Nota1: La comparación entre el método KLOSEK-McKINLEY revisado utilizando las tablas en Kelvin (NBS) y las tablas en grados Celsius (ISO 6578:1991) indica que son muy similares con una diferencia relativa sobre 10-4.

Nota 2: Un método alternativo para calcular la densidad es por medio de la Ecuación GERG 2004. Esta ecuación desarrollada en un proyecto GERG (Groupe Européen de Recherches Gazières) es válida para un amplio rango de temperaturas, presiones y composiciones, además se puede aplicar a la fase gaseosa, líquida, región supercrítica y estados de equilibrio liquido-vapor de mezclas similares al gas natural o GNL de hasta 21 componentes. La incertidumbre para las densidades calculadas es de 0.1-0.5%. En la ISO 20765-Part2 se presenta una descripción mas detallada de la Ecuación GERG 2004.

9.3. METODO DE KLOSEK-McKINLEY REVISADO

9.3.1. Límites del método

El método puede utilizarse dentro de los siguientes límites de composición y temperatura:

CH4 > 60% molar iC4 + nC4 < 4% iC5 + nC5 < 2% N2 < 4% T < 115 K

9.3.2. Fórmula

Este método está basado en el cálculo empírico del volumen molar de la mezcla en el estado termodinámico del GNL considerado. La densidad del GNL se calcula como sigue:

mezcla

mezclaGNL

VM

D =

donde:

GNLD = densidad del GNL

mezclaM = peso molecular de la mezcla

= ii MX ⋅Σ

iM = peso molecular del componente i

iX = fracción molar del componente i

mezclaV = volumen molar de la mezcla expresada en l/mol

= [ ] 42 .)0425.0/)(( 121 CHN XXkkkXiVi −+−Σ


iV = volumen del componente i a la

temperatura del GNL

21, kk = factores de corrección

9.3.3. Tablas utilizadas para el cálculo

La tabla 14 proporciona el volumen molar en l/mol para el CH4 hasta el C5 y para el N2, en el rango de temperaturas entre 106 K y 118 K.

Las tablas 15 y 16 proporcionan los factores de corrección, K 1 y K 2 en l/mol, para diferentes pesos moleculares y temperaturas entre 105 K y 135 K.


58

TABLA 14: VOLUMEN MOLAR DE LOS COMPONENTES

Volumen molar, l/mol Componente

118 K 116 K 114 K 112 K 110 K 108 K 106 K

CH4 0.038817 0.038536 0.038262 0.037995 0.037735 0.037481 0.037234

C2H6 0.048356 0.048184 0.048014 0.047845 0.047678 0.047512 0.047348

C3H8 0.062939 0.062756 0.062574 0.062392 0.062212 0.062033 0.061855

iC4H10 0.078844 0.078640 0.078438 0.078236 0.078035 0.077836 0.077637

nC4H10 0.077344 0.077150 0.076957 0.076765 0.076574 0.076384 0.076194

iC5H12 0.092251 0.092032 0.091814 0.091596 0.091379 0.091163 0.090948

nC5H12 0.092095 0.091884 0.091673 0.091462 0.091252 0.091042 0.090833

N2 0.050885 0.049179 0.047602 0.046231 0.045031 0.043963 0.043002

Fuente: N.B.S. - Technical note 1030 December 1980.

TABLA 15: FACTOR DE CORRECCIÓN DEL VOLUMEN - k1 x 10 3

Reducción de volumen, l/mol Peso

molecular de la

mezcla g/mol 105 K 110 K 115 K 120 K 125 K 130 K 135 K

16 -0.007 -0.008 -0.009 -0.010 -0.013 -0.015 -0.017

17 0.165 0.190 0.220 0.250 0.295 0.345 0.400

18 0.340 0.375 0.440 0.500 0.590 0.700 0.825

19 0.475 0.535 0.610 0.695 0.795 0.920 1.060

20 0.635 0.725 0.810 0.920 1.035 1.200 1.390

21 0.735 0.835 0.945 1.055 1.210 1.370 1.590

22 0.840 0.950 1.065 1.205 1.385 1.555 1.800

23 0.920 1.055 1.180 1.330 1.525 1.715 1.950

24 1.045 1.155 1.280 1.450 1.640 1.860 2.105

25 1.120 1.245 1.380 1.550 1.750 1.990 2.272



59

TABLA 16: FACTOR DE CORRECCIÓN DEL VOLUMEN - k 2 x 103

Reducción de volumen, l/mol Peso Molecular

de la mezcla

105 K 110 K 115 K 120 K 125 K 130 K 135 K

16 -0.010 -0.015 -0.024 -0.032 -0.043 -0.058 -0.075

17 0.240 0.320 0.410 0.600 0.710 0.950 1.300

18 0.420 0.590 0.720 0.910 1.130 1.460 2.000

19 0.610 0.770 0.950 1.230 1.480 1.920 2.400

20 0.750 0.920 1.150 1.430 1.730 2.200 2.600

21 0.910 1.070 1.220 1.630 1.980 2.420 3.000

22 1.050 1.220 1.300 1.850 2.230 2.680 3.400

23 1.190 1.370 1.450 2.080 2.480 3.000 3.770

24 1.330 1.520 1.650 2.300 2.750 3.320 3.990

25 1.450 1.710 2.000 2.450 2.900 3.520 4.230


9.3.4. Ejemplo del cálculo de la densidad del GNL

En el apéndice 1 (tablas A1-1, A1-2, A1-3, A1-4) se proporciona un ejemplo resuelto para el cálculo de la densidad del GNL de acuerdo al método de Klosek-McKinley (KMK) revisado utilizando el peso molecular de los componentes individuales obtenidos de la ISO 6976.

9.3.5. Redondeo

Los cálculos deben realizarse con seis cifras decimales y el resultado final debe redondearse a tres cifras decimales. En la práctica, los procedimientos de redondeo se describen en los acuerdos entre los compradores y vendedores de GNL. Las reglas de redondeo pueden ser especificadas como se describen en la ISO 31-0 Anexo B (p. Ej. Sección B.3 Regla B).

10. PODER CALORÍFICO SUPERIOR

10.1. GENERAL El poder calorífico superior del gas (PCS) corresponde a la cantidad de calor producido por la completa combustión en aire de una unidad de volumen o de masa de gas, a una presión absoluta constante de 1.01325 bar y a una temperatura Th, donde el agua formada durante la combustión se encuentra condensada a la temperatura Th; en el caso del poder calorífico superior en base volumétrica, la unidad de volumen del gas se considera en unas determinadas condiciones de temperatura Tv y de presión Pv.

Las siguientes condiciones de referencia son las que generalmente se utilizan:

- Para la determinación del PCS: hT = 0 °C o 15 °C o 15.56 °C (60 °F) o 25 °C

- Condiciones para el volumen de gas vP = 1.01325 bar (absoluta) o, algunas

veces, 1.01560 bar (absoluta) y

vT = 0 °C o 15 °C o 15.56 °C (60 °F) o 25 °C

Como ejemplo, las condiciones de referencia utilizadas en este manual son:

hT = 25 °C vP = 1.01325 bar (absoluta) y vT = 0 °C,

denominadas como "condiciones normales", para las cuales el volumen se indica en m3(n).

Observación: dentro de la comunidad de transmisión de Gas Natural Europea estos valores de referencia han sido establecidos en el EASEE-DE-GAS Common Business Practice (CBP) (Anexo 3).

Otro grupo de condiciones para expresar el volumen son las llamadas “Condiciones Estándar” (15⁰C, 1.01325 bara) la cuales se indican como m3(s). Estas condiciones son las recomendadas por las normas ISO.

Además, la unidad de energía será el kJ, que puede transformarse a BTU de acuerdo con los factores de conversión de la tabla del anexo1.


60

10.2. MÉTODO PARA DETERMINAR EL PODER CALORÍFICO SUPERIOR

El poder calorífico superior puede determinarse:

- Mediante calorímetros

- A partir de la composición del gas y los datos de referencia.

10.2.1. Determinación con la ayuda de calorímetros

Diferentes tipos de calorímetros pueden utilizarse, entre ellos se encuentran:

- Calorímetros manuales • Calorímetros de deflagración • Intercambiador con circuito de fluido auxiliar

- Calorímetros automáticos • Calorímetros con flujo de agua • Calorímetros con circulación de aire

- Calorímetros empíricos • Con medida indirecta del calor producido • Calorímetros de absorción infrarroja • Calorímetros basados en la velocidad del

sonido • Calorímetro a través de interferencia óptica • Analizadores de gas Rauter

Un estudio detallado de estos diferentes equipos puede encontrarse en las referencias [7] y [8].

Estos equipos permiten medir el poder calorífico superior en base volumétrica pero, en la transferencia de GNL, se requiere el cálculo del poder calorífico superior en base másica por lo que también es necesario determinar la densidad.

Como la composición del GNL es necesaria para el cálculo de su densidad (véase sección 9), el poder calorífico superior se puede también calcular a partir de la composición. Esto explica que los calorímetros no se utilicen para la transferencia de GNL.

10.2.2. Cálculo del PCS

10.2.2.1 Ecuaciones

a) El PCS (en base volumétrica), expresado en las unidades adecuadas (Ej. en kJ/m3(n) o en kJ/m3(s)), puede calcularse con una de las siguientes fórmulas, dependiendo si se considera el poder calorífico del gas real o del gas ideal:

i) PCS de un gas ideal (en base volumétrica)

ii

ii

VXmolarPCSX

volPCS⋅Σ

Σ= ⋅ )()(

o

v

vi TR

pmolarPCSXivolPCS

⋅⋅⋅Σ= )()(

donde:


)(molarPCS i = poder calorífico superior en base molar del componente i, expresado en kJ/mol

iV = volumen molar del componente i, expresado en m3(n)/mol

vv Tp ; = condiciones de medida del volumen de gas

R = constante molar de los gases, 8.314510 J/mol K

Los valores de las constantes físicas PCSi

(molar) y R se especifican en normas, por ejemplo todas las ISO, GPA,...

Nota: En relación con el “Valor exacto” de la constate molar de los gases R, aparece en la ISO 6976:1995 como R=8.314510 J/(molK) y se hace referencia al CODATA 1986. Sin embargo, en el CODATA 2002 y 2006 se adopta un “Valor exacto” actualizado de 8.314472 J/(molK). La GPA (2002) adopta este nuevo ”Valor exacto” que seguramente también adoptará la siguiente revisión de la ISO 6976.

ii) PCS de un gas real (en base volumétrica)

ZvolPCSX

volPCSii )(

)(⋅Σ=

donde:


)(volPCS i = poder calorífico superior en base volumétrica para el componente i de un gas ideal, expresado en kJ/m3(n)

Z = factor de compresibilidad de la mezcla

Los valores de PCSi (vol) y el método de cálculo de Z se especifican en las normas coherentes.

Ejemplos de normas coherentes para el cálculo del “Z” pueden ser la ISO 6976 o la GPA 2172 (Y para el cálculo del PCS la ISO 6976 o la GPA 2145).

b) El PCS en base másica expresado en kJ/kg puede calcularse mediante una de las siguientes fórmulas:

ii

iii

MXmasaPCSMX

masaPCS⋅Σ

⋅⋅Σ= )()(

donde:


)(masaPCSi = poder calorífico superior en base másica del componente i, expresado en kJ/kg

iM = masa molecular del componente i, expresada g/mol

Los valores de las constantes físicas PCSi (en base másica) y Mi se especifican en las normas correspondientes.


61

Nota : En Japón se utiliza la formula anterior.

o:

ii

ii

MXmolarPCSX

masaPCS⋅Σ

⋅Σ= )()(

donde:


)(molarPCSi = poder calorífico superior en base molar del componente i de un gas ideal, expresado en kJ/mol

iM = masa molecular del componente i expresado en g/mol

Los valores de las constantes físicas PCSi

(molar) y M i se especifican en las normas correspondientes.

10.2.2.2 Tablas de las constantes físicas básicas

Cualquiera de las siguientes normas puede utilizarse para obtener valores de las constantes físicas y de los métodos de cálculo de los parámetros necesarios para determinar el poder calorífico superior:

ISO 6976 ASTM 3588 GPA 2145 GPA 2172 IP 251

Estas normas, y otras publicaciones utilizadas, hacen referencia a los resultados de trabajos de reconocimiento internacional, y excepto para la ISO 6976, la mayoría de ellos, al menos parcialmente, a los trabajos publicados por el Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute (A.P.I.)), Proyecto de Investigación 44.

10.2.2.3 Ejemplo de cálculo

En el apéndice 2 se proporciona un ejemplo resuelto (tablas A2-1, A2-2).

Este ejemplo se basa en el uso de las tablas de referencia y de los métodos de cálculo especificados en la norma ISO 6976.

Con los cálculos realizados se ha obtenido el poder calorífico superior en base másica, necesario para la determinación de la energía transferida con el GNL (tabla A2-1, ver Apéndice 2), y el poder calorífico superior en base volumétrica, necesario para la determinación de la energía del gas desplazado (tabla A2-2, ver Apéndice 2).

La formula que se ha elegido es la siguiente:

• Para el GNL:

ii

ii

MXmolarPCSX

masaPCS⋅Σ

⋅Σ= )()(

• Para el gas desplazado

ii

ii

VYmolarPCSY

volPCS⋅Σ

⋅Σ= )()(

Nota : En Japón también se utiliza la primera formula (base másica) para el caso del gas desplazado.

con Xi, PCSi (molar), Mi , Vi definidos en el apartado 10.2.2.1. e Yi = fracción molar del componente i en el gas desplazado.

Es necesario destacar que la composición molar del gas desplazado es diferente de la composición del GNL. Esta composición se puede determinar mediante el análisis del gas o se puede calcular. El cálculo es muy simple mediante una fórmula sencilla basada en valores empíricos de Ki para cada componente. Ki se define como un cociente determinado empíricamente entre la fracción molar en estado gaseoso y la fracción molar en estado líquido de un determinado componente.

iii XKY ⋅=

Para realizar un cálculo sencillo de la energía del gas desplazado, estos valores de Ki se limitan normalmente a los componentes más significativos, es decir, aquellos que presentan los más bajos puntos de ebullición: nitrógeno, metano y en algunas ocasiones etano. Teniendo en cuenta la pequeña cantidad de energía que contiene el gas desplazado frente al GNL cargado/descargado (normalmente menor de un 1% del total), se considera que los resultados obtenidos con este sencillo cálculo son suficientemente precisos dentro del cálculo total de la energía transferida.

Los cálculos realizados en el ejemplo para obtener el PCS del gas desplazado muestran que la contribución del etano en la fase vapor es muy pequeña. Por lo tanto, por simplicidad no se va a tener en cuenta en el cálculo del poder calorífico superior. El nitrógeno es, entonces, el único componente para el que se debe determinar su fracción molar, bien midiéndolo en el gas de retorno o calculado como se muestra en el ejemplo del Apéndice 2, tabla A2-2. Los valores típicos de Ki para el nitrógeno, metano y etano próximos a la presión atmosférica y a una temperatura de -160°C son los siguientes:

2NK = 23 (rango: 20 – 26) 4CHK = 1

62HCK = 0.005

Se considera que el valor de Ki para cualquier otro componente es cero

De esta forma, a partir de la composición molar en estado líquido determinada mediante una muestra de GNL tras su posterior análisis, se puede calcular la composición en estado gaseoso. En el caso de que la suma de las fracciones no sea 100% se deberá realizar una corrección lineal del valor de cada componente.


62

11. INFORME DEL ANÁLISIS Un informe normalizado del análisis del GNL podría ser como sigue:

11.1. IDENTIFICACIÓN - Nombre del barco - Fecha - Terminal de carga/descarga - País (origen y destino) - Comienzo de la carga/descarga - Final de la carga/descarga - Nº de referencia

11.2. DATOS BÁSICOS - Datos de Custody Transfer antes y después de

la carga/descarga:

- Medidas de nivel en cada uno de los tanques

- Temperaturas del GNL y gas desplazado - Correcciones de cada tanque por escora,

asiento y temperatura. - Volumen en cada tanque. - Temperatura media del GNL. - Temperatura media del gas desplazado - Suma total de los volúmenes de todos los

tanques antes y después de la carga/descarga.

- Certificado de carga/descarga: - Volumen total en la carga/descarga=

diferencia de volúmenes entre antes y después de la carga/descarga

- Presión de cada tanque (absoluta y/o relativa) y la media.

- Diario de navegación

- Notificación de llegada a destino

- Resultados de la toma de muestras continua/discontinua (apartado 6)

- Número de muestras (discontinuas)

11.3. RESULTADOS Para el GNL transferido y el vapor (gas desplazado, etc., véase Apartado 12):

- Volumen (m3) neto de GNL (des)cargado. - Masa (toneladas) neta de GNL (des)cargado. - Composición media del GNL (%molar)

incluyendo nC+. - Peso molecular del GNL (kg/kmol). - Volumen pseudo-molar (m3/kmol). - Volumen molar corregido (m3/kmol) - Densidad GNL (des)cargado (kg/m3) - Densidad del gas (kg/m3) en las condiciones

especificadas. - Poder calorífico superior másico (PCS) (MJ/kg) - Poder calorífico superior volumétrico (MJ/m3(n)). - Índice de Wobbe (MJ/m3(n)) - Coeficiente de expansión (m3(s)gas/m3 LNG) - Cantidad de energía (des)cargada (GJ) - Energía retornada en forma de vapor (MJ) - Energía (MJ) de cualquier tipo de consumo de

gas en la sala de maquinas del buque.

- Autoconsumo de GNL del buque durante la carga/descarga (MJ).

- Energía neta cargada/descargada (GJ o MMBTU)

12. ENERGÍA DEL GAS DESPLAZADO O CONSUMIDO

Para completar el cálculo de la energía neta del GNL transferido, el valor obtenido a partir del volumen del líquido debe corregirse por los siguientes motivos:

- El gas enviado desde el barco durante la operación de carga o el gas transferido hasta el metanero durante la operación de descarga, en términos de energía, se describe en el apartado 12.1. Este puede denominarse como gas “buy-back”. Este gas no es un gas natural comercial ni GNL vaporizado sino boil off cuya composición es principalmente metano y algo de nitrógeno.

- El posible gas consumido como combustible por el metanero durante la operación se determina en el apartado 12.2.

12.1. ENERGÍA DEL GAS DESPLAZADO DESDE LOS TANQUES DEL METANERO

Esta cantidad se determina mediante la siguiente fórmula tanto si se recibe como si se envía gas desde el barco:

gasGNLdesplazadogas PCSp

TVE ⋅⋅

+=

01325.115.27315.273

donde:

desplazadogasE = cantidad de energía desplazada

en forma gaseosa durante la carga o la descarga, expresada en MJ.

GNLV = volumen de GNL cargado o descargado, expresado en m3.

p = presión absoluta en los tanques, expresada en bar.

T = valor medio de las temperaturas obtenidas de las sondas no sumergidas en el GNL, expresada en grados Celsius.

gasPCS = poder calorífico superior del gas natural en estado gaseoso existente en los tanques del barco, expresado en MJ/m3(n) de acuerdo con la norma ISO 6976.

Como ya se indicó en el apartado 2.3.3, los parámetros p, T y PCS del gas pueden ser medidos, estimados, o tomados como constantes obtenidas de la experiencia. Cualquier inexactitud que pudiera existir en esta medida podría considerarse despreciable ya que la energía del gas desplazado representa menos del 1% (normalmente sobre el 0.3%) de la energía transferida total. En Japón es


63

una práctica común asumir en el cálculo de la energía del gas desplazado que la composición del gas es 100% metano.

Por ejemplo, los parámetros típicos en el caso de que el gas desplazado sea argelino son:

T = -140°C PCS gas = 36 MJ/m3(n) p = 1.150 bar

y en este caso, sustituyendo estos valores en la fórmula queda de la siguiente forma, expresando la energía en MJ:

Egas desplazado = 83.82 · VGNL

12.2. ENERGÍA CONSUMIDA COMO COMBUSTIBLE POR EL METANERO

El metanero, sometido al acuerdo entre el comprador y el vendedor puede utilizar gas como combustible durante la operación de carga (FOB) o descarga (CIF o DES) entre la apertura y cierre del CTS .

Esta energía puede estimarse:

- o por la medida del volumen total de gas consumido Vg (medido en el metanero) y la determinación del PCS del gas como se describe en la sección 10.2,

gasggas PCSVE .=

- o mediante una fórmula acordada por el comprador y vendedor, basada en la experiencia del consumo medio de un determinado barco para el caso de su primera descarga. Esta fórmula puede tener en cuenta la duración de la operación, el consumo de energía eléctrica de las bombas de carga de GNL y de las bombas de lastre en operación, en el intervalo de tiempo entre la apertura y cierre del Custody Transfer (CTS) y la eficacia real media de los generadores de energía eléctrica de la sala de máquinas. Considerando que la cantidad de energía de gas consumido en la sala de máquinas es pequeña comparada con la incertidumbre total de la energía del GNL transferido, las partes involucradas pueden llegar a un acuerdo sobre la cantidad contractualmente asumida de energía del gas consumido a bordo durante el intervalo de tiempo entre la apertura y el cierre del CTS.

Para un buque de GNL (p. Ej. 125000 a 145000 m3 de GNL) con calderas de vapor y propulsión de turbina de vapor, la energía del gas consumido en la sala de máquinas entre la apertura y el cierre del CTS se puede estimar en aproximadamente 0.05 al 0.06 % de la energía total de GNL transferido.

Por otra parte, para un buque de GNL (p. Ej. 155000 a 175000 m3 de GNL) con propulsión dual fuel-diésel eléctrica este porcentaje puede ser del orden del 0.04 % o incluso inferior.

Este porcentaje dependerá de varios factores:

- la proporción entre el BOG consumido y el consumo total de fuel en la sala de máquinas.

- la tecnología energética abordo del buque de GNL, véase el “Índice para el Diseño de Eficiencia Energética” (EEDI, Energy Efficiency Design Index”)

- La distribución energética a bordo del buque de GNL véase el “Índice Operacional de la Eficiencia Energética“ (EEOI, Energy Efficiency Operational Index)

- el intervalo de tiempo entre la apertura y el cierre del CTS (p. Ej. el intervalo se amplia en caso de tener que reducir la tasa de transferencia por motivos de operación)

- el tamaño del buque de GNL.

Los porcentajes típicos previamente descritos son representativos de una carga/descarga estándar cuya duración es de aproximadamente 12 a 14 horas. El porcentaje de energía de gas consumido como combustible por el buque de GNL sería mayor si la duración de la operación de transferencia de GNL aumentara. Pero también podría ser inferior, por ejemplo, cuando un barco se carga de nuevo en un Terminal de regasificación de GNL y las bombas de transferencia de carga del barco se mantienen paradas.

13. DETERMINACIÓN DE LA ENERGÍA TRANSFERIDA

Las actividades requeridas para una transferencia apropiada durante la carga/descarga de GNL se han descrito a lo largo de las secciones previas de este manual. Cuando todas las medidas y cálculos han sido completados, la energía neta transferida puede ser calculada aplicando la fórmula de la Sección 2.1.

En la tabla 17 se presenta un ejemplo de los datos registrados por el barco y Terminal de GNL necesarios para el certificado de cantidad de GNL transferida.

14. MEDIDA DE LA TRANSFERENCIA DE ENERGÍA

Todos los elementos que se necesitan para la determinación de la energía transferida son conocidos. La fórmula para el cálculo del GNL transferido (citada en el apartado 2.1) puede aplicarse dentro de la estructura de la tabla 17 aportándose un ejemplo para:

- Certificado de cantidad en la Terminal de GNL. - Certificado de Carga / Descarga para uso

comercial.


64

15. INCERTIDUMBRE TOTAL EN LA MEDIDA DE LA TRANSFERENCIA DE ENERGÍA

15.1. VOLUMEN En el apartado 3.4 se puede observar que la incertidumbre relativa obtenida en la medida del volumen de un solo tanque, es ± 0.21%.

Para un metanero con cinco tanques iguales, la incertidumbre combinada relativa del volumen transferido uV podría ser ± 0.094%, como se explica en detalle en la sección 3.4.2.

15.2. DENSIDAD La incertidumbre estándar combinada del cálculo de la densidad depende de:

- La incertidumbre de los métodos de cálculo utilizados, ucm, cuyo valor es estimado por la NBS en su estudio de medida del GNL [8] es de ± 0.10%.

- La incertidumbre en el análisis del gas, ugc, cuya estimación se extrae de la misma fuente, siendo ± 0.09%.

- La incertidumbre en la medida de la temperatura del GNL, uT, cuya incertidumbre es de ± 0.5°C, que corresponde a una incertidumbre respecto a la densidad de ±0.16%.

La incertidumbre estándar combinada se calcula como:

uD = (ucm2 + ugc

2 + ut2)1/2

Por lo tanto, uD = (0.102 + 0.092 + 0.162)1/2

= 0.21%

15.3. PODER CALORÍFICO SUPERIOR

Posibles fuentes de incertidumbre en la determinación del poder calorífico superior son:

- La incertidumbre en la toma de muestras y vaporización del GNL, uS, estimada por la NBS [8], es de ±0.3%.

- La incertidumbre en el análisis cromatográfico, la utilización del gas de calibración y, en términos más precisos, el proceso de ponderación de los gases incluidos en la composición del gas, uC, presenta una valor de ± 0.03% de acuerdo con la estimación de la NBS.

- La incertidumbre del poder calorífico de los componentes presentes en la mezcla, uCV, estimada en ± 0.04% de acuerdo con la NBS.

La incertidumbre combinada relativa se calcula como:

uPCS = (us2 + uc

2 + ucv2)1/2

Por lo tanto, uPCS = (0.302 + 0.032 + 0.042)1/2

= 0.30%

15.4. GAS DESPLAZADO El gas desplazado representa el 0.3% de la cantidad total transferida y la incertidumbre total obtenida a partir de los parámetros utilizados en su cálculo es ±1%. De esta forma la incertidumbre resultante del cálculo del gas desplazado en la energía transferida es aproximadamente ±0.003% y, por lo tanto, puede considerarse despreciable.

15.5. GAS CONSUMIDO EN LA SALA DE MÁQUINAS

El gas consumido en la sala de máquinas del metanero durante la carga/descarga del GNL suele suponer el 0.05% ó 0.06% de la energía total transferida (ver 12.2), y la incertidumbre total de los parámetros empleados en su cálculo es ±1%. De esta forma la incertidumbre resultante del cálculo del gas a sala de máquinas en la energía transferida es aproximadamente ±0.0006% y, por lo tanto, puede considerarse despreciable.

15.6. INCERTIDUMBRE COMBINADA RELATIVA Y EXPANDIDA EN LA DETERMINACIÓN DE LA ENERGÍA TRANSFERIDA

La siguiente tabla resume las diferentes inexactitudes de los parámetros medidos y calculados:

Parámetro calculado Incertidumbre relativa (± %)

Volumen total transferido ±0.094

Densidad ±0.21

Poder calorífico superior ±0.30

La incertidumbre relativa combinada de la energía trasferida se calcula como:

uE = (uv2 + uD

2 + uPCS2)1/2

uE = (0.0942 + 0.212 + 0.302)1/2 uE = 0.38%

La incertidumbre expandida (también llamada a veces “incertidumbre total”) con aproximadamente el 95% de nivel confianza (factor de cobertura k = 2) de la energía transferida es 0.76%.

Nota y advertencia: los valores anteriores muestran únicamente un ejemplo típico de un metanero concreto. De hecho, debería realizarse un cálculo similar para cada metanero específico. Para lo cual se recomienda seguir la metodología expuesta en GUM (ver Anexo 3), publicada por primera vez en 2008. Tenga en cuenta que en el ejemplo anterior, no se sigue fielmente la metodología publicada en GUM.


65

16. LISTA DE COMPROBACIONES EN LOS CONTRATOS DEL CUSTODY TRANSFER DE GNL

A continuación se presentan los puntos a considerar en el Custody Transfer y que deben incluirse en un acuerdo de compra/venta de GNL:

• Definiciones y unidades de medida - Unidades de energía: British Thermal Unit,

BTU (o equivalentes, Ej. kJ, y sus múltiplos, MMBTU o GJ)

- Poder calorífico superior e inferior, en base volumétrica o másica, con referencia a la temperatura de combustión.

- Unidades del Poder calorífico (BTU/kg, BTU/m3(n), BTU/scf, MJ/kg, MJ/m3(n), etc.)

- Temperatura y presión de referencia para el volumen (condiciones normales o estándar)

- Condiciones estándar (o normales) (con referencia a la temperatura y la presión)

- Unidades de volumen (Metros cúbicos normales o estándar, o pies cúbicos estándar)

- Temperatura (grados Celsius) - Presión (Pa o bar, o psi) - Masa (kg) - Densidad (kg/m3) - Índice de Wobbe - Fracción molar - Cifras significativas

• Especificaciones de calidad del GNL - Limites superior e inferior para:

Poder calorífico superior e inferior. Índice de Wobbe

- Densidad a una determinada temperatura - Composición (límites)

metano etano propano i-butano n-butano i-pentano n-pentano hexano e hidrocarburos de cadena más larga sulfuro de hidrógeno sulfuro de carbonilo mercaptanos azufre total oxígeno dióxido de carbono nitrógeno

- Contaminantes partículas agua mercurio aceite

• Determinación de la cantidad transferida de gas: - Equipos del barco - Equipos de la Terminal - Método de cálculo (ISO, Klosek-McKinley

revisado, HIZA, etc.)

• Boil-off, vapor desplazado, opcional: Gas para la sala de máquinas - Consideración en la determinación de la

cantidad total - Impacto del retraso de la transferencia

• Medida - Equipos de medida en el barco - Equipos de medida en la Terminal - Exactitud de la instrumentación,

repetibilidad (certificados) - Calibración de la instrumentación,

analizador, elementos de medida del tanque

Métodos y normas Frecuencia de calibración

- Inspector independiente - Guías y normas (GIIGNL Custody Transfer

Handbook, ISO, etc.) - Condiciones de los elementos de medida

del barco respecto al muelle antes y después de la transferencia (Ej. asiento/escora)

- Especificación de la instrumentación de nivel, identificar el medidor de nivel primario y secundario

Verificación de la consistencia en la comparación de ambos Tolerancia de la diferencia

- Medida de presión Especificación de la instrumentación para cada tanque del barco

- Verificaciones de la medida (al comenzar y finalizar el intercambio de la energía)

- Método de registro Número de lecturas del medidor Intervalo de tiempo Manual, electrónico

- Toma de muestras de GNL Localización Periodo, frecuencia Flujo-proporcional Base para su rechazo (exactitud) Método de vaporización de la muestra Método de análisis (cromatografía) Localización del analizador (es decir en el laboratorio) Almacenamiento de las muestras: cantidad, periodo de retención

• Comprador/vendedor obligaciones y derechos - Elementos de medida en el tanque del

barco: nivel, temperatura, presión, asiento, escora, tablas de corrección para el medidor de nivel secundario

- Medidor de presión barométrica - Toma de muestras de GNL - Toma de muestras de Boil-off - Análisis de la muestra - Certificación – tablas de medición del

tanque, calibración de la instrumentación - Verificación, medición - Inspector independiente - Costos - Notificación - Almacenamiento de los registros

• Acciones sobre el error - Fallo de los instrumentos - Incertidumbre en las medidas, lecturas y

cálculos - Incumplimiento de especificaciones


66

TABLA 17: EJEMPLO ESTRUCTURA CERTIFICADO

máquinasdesalaagasdesplazadogasGNLGNLGNL EEPCSDVE ±−= )..(

(6) (1) (2) (3) (4) (5)

MEDIDA DE LA TRANSFERENCIA DE ENERGÍA

PARÁMETRO / CANTIDAD UNIDADES

Volumen del líquido antes de la carga/descarga m3

Volumen del líquido después de la carga/descarga m3

Volumen del líquido transferido (1) m3

Densidad (2) kg/m3

Peso del líquido transferido kg

Poder calorífico superior (3) MMBTU/kg GJ/kg MWh/kg

Energía del GNL MMBTU GJ MWh

Cantidad de gas desplazado (opcional, ver apartado 12.1) (4)

MMBTU GNL equivalente en kg GNL equivalente en m3

Cantidad de gas consumido como combustible por el metanero en la carga/descarga (opcional, ver apartado 12.2) (5)

MMBTU GJ MWh GNL equivalente en kg GNL equivalente en m3

Cantidad transferida (6) MMBTU GJ MWh

Las cantidades expresadas en kg equivalentes de GNL o en m3 equivalentes de GNL se utilizan solamente por cuestiones de aduana. (Ver diagrama de flujo apartado 2.2.5)


67

ANEXO 1: TABLA DE FACTORES DE CONVERSIÓN PARA LAS UNIDADES DE EN ERGÍA (1), (2)

MM British Thermal Units

106 BTU (MMBTU)

Gigajulio 106 julios

(GJ)

Kilowatio- hora

(kWh)

Gigacaloria 106 calorías

(Gcal)

MMBTU 1 1.05506 293.071 0.251996

GJ 0.947817 1 277.778 0.238846

kWh 0.00341214 0.0036 1 0.000859845

Gcal 3.96832 4.1868 1163.00 1

(1) a la misma temperatura de referencia; N.B: todas las temperaturas están de acuerdo con la IPTS-68

(International Practical Temperature Scale 1968, cfr. http://www.bipm.org/en/si/history-si/temp_scales/ipts-68.html), a menos que todas las partes estén de acuerdo en usar ITS-90 como la escala de temperatura de referencia. Hay que tener en cuenta que en el rango de temperaturas empleadas en el Custody Transfer, las diferencias entre IPTS-68 e ITS-90 son del orden de 0.01 K o inferiores, siendo por lo tanto insignificantes e irrelevantes, especialmente cuando se consideran la exactitud en la medida de la temperatura y la incertidumbre global (ver sección 15).

(2) esta tabla es únicamente para información, para más detalles consultar ISO 1000.


68

ANEXO 2: MÉTODOS PARA EL CUSTODY TRANSFER DE GAS NATURAL Y DE G NL

En general se recomiendan los métodos de las normas ISO. Se pueden utilizar también alternativas equivalentes de otros institutos como el GPA, IP o ASTM, como se indica, si están de acuerdo todas las partes involucradas. Sin embargo, es recomendable usar consistente y coherentemente ya sea las normas ISO o GPA u otros requisitos contractuales. En otras palabras, debe evitarse el uso conjunto de ISO, GPA y/o demás documentos de referencia.

Estos métodos se actualizan periódicamente y se recomienda encarecidamente a los lectores que comprueben que poseen las últimas versiones.

MÉTODO TÍTULO (método alternativo)

Métodos generales ISO 4259 Determination and application of precision data in relation to methods of

test ISO 5725-1 Accuracy (trueness and precision) of measurement methods and results -

Part 1: General principles and definitions ISO 7504 Gas analysis – Vocabulary ISO 13686 Natural gas – Quality designation ISO 14111 Natural gas – Guidelines to traceability in analyses ISO 14532 Natural gas – Terminology EN 1160 Installations and equipment for Liquefied Natural Gas – General

characteristics of Liquefied Natural Gas EN 437 Test Gases – Test Pressures – Appliance Categories ISO/DIS 28460 Petroleum and Natural Gas Industries – Installation and equipment for

Liquefied Natural Gas – Ship to shore interface and port operations. BIPM/EC/IFCC/ISO/IUPAC/IUPAP/OIML: JGCM 100:2008

Evaluation of measurement data – Guide to the expression of uncertainty in measurement (GUM) – Joint Committee for Guides in Metrology (JCGM), www.bipm.org

Toma de muestras GNL/Gas natural ISO 8943 Refrigerated light hydrocarbons fluids – Sampling of liquefied natural gas –

Continuous method ISO 10715 Natural gas – Sampling guidelines EN 12838 Installations and equipment for liquefied natural gas – Suitability testing of

LNG sampling systems Calibración del equipo de cromatografía de gases

ISO 6141 Gas analysis – Requirements for certificates for calibration gases and gas mixtures

ISO 6142 Gas analysis – Preparation of calibration gas mixtures - Gravimetric method

ISO 6143 Gas analysis – Determination of composition of calibration gas mixtures – Comparison methods

ISO 14111 Natural Gas – Guidelines to traceability in analysis. ISO 16664 Gas analysis – handling of calibration gases and mixtures ISO/TR 24094 Analyses of Natural Gas – validation methods for gaseous reference

material Análisis Composición/Poder calorífico

ISO 6974-1 Natural gas – Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography – Part 1: Guidelines for tailored analysis

ISO 6974-2 Natural gas – Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography – Part 2: Measuring system characteristics and statistics for processing of data

ISO 6974-3 Natural gas – Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography – Part 3: Determination of Hydrogen, Helium, Oxygen, Nitrogen, Carbon dioxide and Hydrocarbons up to C8 using two packed columns

ISO 6974-4 Natural gas – Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography – Part 4: Determination of Nitrogen, Carbon dioxide and C1 to C5 and C6+ Hydrocarbons for a laboratory and on-line measuring system using two columns


69


ISO 6974-5 Natural gas – Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography – Part 5: Determination of Nitrogen, Carbon dioxide and C1 to C5 and C6+ Hydrocarbons for a laboratory and on-line process application using three columns

ISO 6974-6 Natural gas – Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography – Part 6: Determination of Hydrogen, Oxygen, Nitrogen, Carbon dioxide, and Hydrocarbons up to C8 using three capillary columns. Nota: en el momento de la publicación de esta edición, la norma ISO 6974 esta siendo revisada

ISO 6975 Natural gas – Extended analysis – Gas chromatographic method (GPA 2286)

ISO 10723 ISO 10725

Natural gas – Performance evaluation for on-line analytical systems General Requirements for the competence of testing and calibration laboratories

Impurezas ISO 4260 Petroleum products and hydrocarbons – Determination of sulphur content –

Wickbold combustion method ISO 6326-1 Natural gas – Determination of Sulphur compounds – Part 1: General

introduction ISO 6326-3 Natural gas – Determination of Sulphur compounds – Part 3: Determination

of hydrogen sulphide, mercaptan sulphur and carbonyl sulphide sulphur by potentiometry

ISO 6326-5 Natural gas – Determination of Sulphur compounds – Part 5: Lingener combustion method

ISO 6327 Gas analysis – Determination of the water dew point of natural gas – Cooled surface condensation hygrometers

ISO 6570-1 Natural gas – Determination of potential hydrocarbon liquid content – Part 1: Principles and general requirements

ISO 6570-2 Natural gas – Determination of potential hydrocarbon liquid content – Part 2: Weighting method

ISO 6570-3 Natural gas – Determination of potential hydrocarbon liquid content – Part 3: Volumetric method

ISO 6570 Natural gas – Determination of potential hydrocarbon liquid content – Gravimetric methods

ISO 15972-1 Natural gas – Measurement of Properties – Single Components and condensation properties – Water content and water dew point determination

ISO 6978, part 1, 2 and 3 Natural gas – Determination of mercury ISO 10101-1 Natural gas – Determination of water by the Karl Fischer method – Part 1:

Introduction ISO 10101-2 Natural gas – Determination of water by the Karl Fischer method – Part 2:

Titration procedure ISO 10101-3 Natural gas - Determination of water by the Karl Fischer method – Part 3:

Coulometric procedure ISO 11541 Natural gas – Determination of water content at high pressure ISO 13734 Natural gas – Organic sulphur compounds used as odorants –

Requirements and test methods ISO 19739 Natural gas – Determination of sulphur compounds using gas

chromatography Cálculo/Conversiones de las propiedades

ISO 1000 SI units and recommendations for use of their multiples and of certain other units

ISO 6578

Specifies the calculations to be made to adjust the volume of a liquid from the conditions at measurement to the equivalent volume of liquid or vapour at a standard temperature and pressure, or to the equivalent mass or energy (calorific content).

ISO 6976 Natural gas – Calculation of calorific values, density, relative density and Wobbe index from composition (refer GPA 2172 and GPA 2145).

ISO 12213-1 Natural gas – Calculation of compression factor – Part 1: Introduction and guidelines

ISO 12213-2 Natural gas – Calculation of compression factor – Part 2: Calculation using molar-composition analysis


70


ISO 12213-3 Natural gas – Calculation of compression factor – Part 3: Calculation using physical properties

ISO 13443 Natural gas – Standard reference conditions ISO 15112 Natural gas – energy determination ISO 15796 Gas Analysıs -Investıgation and treatment of analytical bias

Natural gas – Calculation of thermodynamic properties. Part 2: Single-phase properties (gas, liquid, and dense fluid) for extended ranges of application.

Métodos relativos a la cuantificación ISO 8310 Refrigerated light hydrocarbon fluids – Measurement of temperature in

tanks containing liquefied gases – Resistance thermometers and thermocouples

ISO 8311 Refrigerated light hydrocarbon fluids - Calibration of membrane tanks and independent prismatic tanks in ships – Physical measurement

ISO 9091-1 Refrigerated light hydrocarbon fluids - Calibration of spherical tanks in ships – Part 1: Stereophotogrammetry

ISO 9091-2 Refrigerated light hydrocarbon fluids - Calibration of spherical tanks in ships – Part 2: Triangulation measurement

ISO 10976 (publication forthcoming in October 2009)

Refrigerated light hydrocarbon fluids – Measurement of cargo on board LNG carriers

ISO 13398 Refrigerated light hydrocarbon fluids – Liquefied natural gas – Procedure for custody transfer on board ship. Note: will be replaced by ISO 10976-1

ISO 18132-1 Refrigerated light hydrocarbon fluids – General requirements for automatic level gauges – Part 1: Gauges onboard ships carrying liquefied gases

ISO 18132-2 Refrigerated light hydrocarbon fluids – General requirements for automatic level gauges – Part 2: Gauges in refrigerated-type shore tanks


71

ANEXO 3: OTRAS NORMAS/REFERENCIAS RELEVANTES

1. GPA 2261-2000, Cromatografía de gases: "Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatography"

2. GPA 2172 –2009, Cálculo del PCS, densidad relativa, compresibilidad y contenido teórico de hidrocarburo líquido para Custody Transfer.

3. GPA 2145 –2009, tablas para las propiedades de hidrocarburos ( para ser usadas con GPA 2172)

4. ASTM D 6667, azufre total en gas y GLP

5. ASTM D 1945, cromatografía de gases

6. IP 251/76, Poder calorífico superior del gas

7. ISO 31-0, Cantidades y unidades , ISO 31-0 Anexo B redondeo de números

8. ASTM E 29 rev. B, Norma práctica para el uso de cifras significativas en datos experimentales para determinar la conformidad con las especificaciones

9. Normas EN generales para instalaciones de GNL:

• EN 1473 – Instalación y equipamiento de GNL- diseño de instalaciones en tierra • EN 1474 – Partes 1, 2 y 3, Instalación y equipamiento de GNL- buque/tierra • EN 1532 – Instalación y equipamiento de GNL, interfaz buque/tierra

10. INCOTERMS 2000, definición de los derechos del vendedor y comprador, entre otros:

• FOB (puerto de carga) • CIF (puerto de descarga) • DES (puerto de descarga)

11. GUM: Guide to the expresión of Uncertainty in Measurement, editada por el Joint Committee for Guides in Metrology (JCGM) 100

12. International Vocabulary of metrology, Basic and general concepts and associated terms (VIM), JGCM

PÁGINAS WEB DE INFORMACIÓN GENERAL

http://www.aga.org: American Gas Association

http://www.eurogas.org: European Natural Gas Companies

http://www.gie.eu.com: European LNG Terminal operators ( > seleccionar “gle”)

http://www.gas.or.jp / http://www.gas.or.jp/english/index.html: Japan Gas Association (JGA)

http://www.giignl.org: Información sobre el GIIGNL

http://www.gastechnology.com: Información sobre temas de GNL en USA

http://www.igu.org: Información sobre la IGU, "the International Gas Union"

http://www.iso.ch: Información sobre normas ISO

http://www.sigtto.org: información sobre las mejores prácticas de seguridad en transporte de GNL SIGTTO y en buques en tierra, con numerosas descargas gratuitas acerca de prácticas de seguridad, especialmente para la interfaz de GNL buque-tierra.

http://www.easee-gas.org: Página Web de EASSE-GAS, con información acerca de la prácticas empresariales comunes (CBP: common business practices) en la industria europea de gas natural; por ejemplo, volumen de referencia, temperaturas de referencia para el volumen del gas y el poder calorífico, unidades armonizadas para el poder calorífico y el índice de Wobbe.

http://www.naesb.org/: Página Web del consejo de normas de la energía de América del Norte, con información acerca de las normas comunes en la industria del gas natural de América del Norte.


72

ANEXO 4: COMENTARIOS SOBRE LA TERMINOLOGÍA

� En el comercio del GNL y extensamente en la industria del gas se emplea normalmente el poder calorífico superior (PCS). Sin embargo, existen algunos consumidores de gas natural, especialmente los generadores de energía eléctrica, que prefieren emplear el poder calorífico inferior (PCI) el cual es aproximadamente un 10% inferior al PCS debido a que no tiene en cuenta el calor de condensación del agua producida por la combustión del gas con el aire.


73

LISTA DE FIGURAS

Página

Figuras 1 & 2: Corrección de acuerdo a la posición del metanero 14

Figura 3: Medidor de nivel por capacitancia eléctrica 19

Figura 4: Medidor de nivel por flotación 20

Figura 5: Medidor de nivel por radar (microondas) 21

Figura 6: Diagrama de un equipo de medida de temperatura en un metanero 32

Figura 7: Elementos de la cadena de toma de muestras 35

Figura 8: Ejemplos de sondas de toma de muestras 36

Figura 9: Ejemplos de vaporizadores con agua o vapor 38

Figura 10: Ejemplo de vaporizador eléctrico 39

Figura 11: Ejemplos de depósitos y sistemas de toma de muestra de gas 42-44

Figura 12:

Ejemplos de sistemas continuos y discontinuos de toma de muestras y vaporización 45-47

Figura 13: Sistemas de cromatografía de gases 51

Figura A5.1: Medidor de nivel por láser 83

Figura A6.1: Representación efecto Raman 85

Figura A6.2: Comparación de datos de cromatógrafo de gases y espectroscopia Raman para la descarga de un barco 85


74

LISTA DE TABLAS

Página

Tabla 1: Ejemplo de tablas de cálculo con una orientación e inclinación igual a cero 11

Tabla 2: Ejemplo de una tabla de cálculo, con intervalos en mm, para la parte inferior del tanque 12

Tabla 3: Ejemplo de una tabla de cálculo, con intervalos en mm, para la parte superior del tanque 13

Tabla 4: Ejemplo de correcciones de volumen en función de las temperaturas del tanque para tanques autosoportados 15

Tabla 5: Determinación del volumen antes de la carga de GNL 24

Tabla 6: Determinación del volumen después de la carga de GNL 25

Tabla 7: Ejemplo de correcciones del medidor a bajas temperaturas 26

Tabla 8: Medidores por flotación – Ejemplos de la flotabilidad del medidor/correcciones por la densidad del líquido 27

Tabla 9: Ejemplo de una tabla de corrección por la escora 27

Tabla 10: Ejemplo de una tabla de corrección por el asiento 28

Tabla 11: Incertidumbre en el volumen 29

Tabla 12: Ejemplo de lecturas de temperatura en tanques (98% carga) 32

Tabla 13: Selección de sistemas 52

Tabla 14: Volumen molar de los componentes 58

Tabla 15 Factor de corrección del volumen k1 · 103 58

Tabla 16: Factor de corrección del volumen k2 · 103 59

Tabla 17: Ejemplo estructura certificado 66

Tabla A1-1: Cálculo del peso molecular en g/mol 76

Tabla A1-2: Cálculo del volumen molar en l/mol - interpolación de la temperatura 76

Tabla A1-3: Cálculo del factor de corrección k1 en l/mol - interpolación de la temperatura 77

Tabla A1-4: Cálculo del factor de corrección k2 en l/mol - interpolación de la temperatura 77

Tabla A2-1: Poder calorífico superior (kJ/kg) 79

Tabla A2-2: Poder calorífico superior para el cálculo de la Egas desplazado 80


75

REFERENCIAS

[1] Le volume du gaz naturel liquéfié – Association Technique de l'Industrie du Gaz en France - F. Dewerdt et B. Corgier - Janvier 1987.

[2] Tabla de aforo del metanero Methania expedida por “Meteorological Service – Brussels”

[3] Tabla de aforo del metanero Mourad Didouche expedida por “Meteorological Service – Paris”

[4] Calibration of containers and gauges – Journal of the Institute of Petroleum - Volume 58 n°561 – 1972.

[5] Gas quality – Proceedings of the congress of "Gas Quality Specification and measurement of physical and chemical properties of natural gas" – Groningen The Netherlands 22-25 April 1986 – Edited by GJ van Kossum.

[6] La masse volumique du gaz natural liquéfié – Association Technique de l'Industrie du Gaz en France - F. Dewerdt – Mars 1980.

[7] Le pouvoir calorifique du gaz naturel liquéfié, par M. F. Dewerdt – Association Technique de l'Industrie du Gaz en France - Mars 1983.

[8] LNG measurement – NBSIR 85-3028 - First edition 1985.

[9] Standard for metric practice - American Society for Testing Material E380-79.

[10] Four mathematical models for the prediction of LNG densities – NBS Technical Note 1030 – December 1980.

[11] Fuente de información del apéndice 5: Invensys Foxboro, Canada.

[12] Fuentes de información del apéndice 6: Scientific Instruments, Inc., USA, Kaiser Optical Systems, Inc., USA, y Distrigas of Massachusetts LNG Terminal, Everett (Boston), MA, USA

[13] Fuentes de información del apéndice 8: Caso 1: Fluxys LNG Terminal, Zeebrugge, Belgium; Caso 2: presentación de SIGTTO 59th GPC Meeting, 2009-04-22, Boston, MA, USA.

[14] Fuente de información del apéndice 9: ISO 10976 – borrador de trabajo # 8

[15] Figuras 11c y 11e: adaptadas de la norma ISO 8943

[16] Fuentes de información del apéndice 10: ENAGAS y GERG


76

APÉNDICE 1: EJEMPLO DEL CÁLCULO DE LA DENSIDAD DEL GNL (secció n 9.3.4.)

Para un GNL con la composición indicada en las tablas A1-1 y A1-2, a una temperatura de 112.38 K

TABLA A1-1

1) CÁLCULO DEL PESO MOLECULAR en g/mol (de acuerdo con la ISO 6976:1995)

Composición molar Peso molecular

Componente Fracción molar mol/mol

Peso molecular de cada componente

g/mol

Fracción del peso molecular

g/mol

Metano CH4 0.89235 16.043 14.315971

Etano C2H6 0.08267 30.070 2.485887

Propano C3H8 0.01313 44.097 0.578994

Isobutano iC4H10 0.00167 58.123 0.097065

n-Butano nC4H10 0.00277 58.123 0.161001

Isopentano iC5H12 0.00011 72.150 0.007937

n-Pentano nC5H12 0.00000 72.150 0.000000

n-Hexano nC6H14 0.00000 86.177 0.000000

Nitrógeno N2 0.00730 28.0135 0.204499

TOTAL 1.00000 17.851354

TABLA A1-2

2) CÁLCULO DEL VOLUMEN MOLAR en l/mol MEDIANTE INTERPOLACIÓN DE LA TEMPERATURA

Para T = 112.38K �Volumen molar = ∑i volúmenes molares de cada componente = ∑i (fracciones molares x volúmenes molares @ 112.38K) Volúmenes molares @ 112.38K = interpolación lineal entre el volumen molar @ 112 K y 114 K.

= 038046.0037995.0)037995.0038262.0(.112114

11238.112 =+−−

−

Volumen molar

obtenido de la tabla n° 14

Componente Fracción molar

a 114 K a 112 K

Diferencia del

volumen molar

para 2 K

Diferencia del volumen molar

para 1.62 K

Volumen molar a 112.38 K

Volumen molar del

componente a 112.38 K

(3) (4) (5)=(3)-(4) (6)=(1.62K/2K)·(5) (7)=(3)-(6) (8)=(7)·(2) (1) (2)

l/mol l/mol l/mol l/mol l/mol l/mol

CH4 0.892350 0.038262 0.037995 0.000267 0.000216 0.038046 0.033950

C2H6 0.082670 0.048014 0.047845 0.000169 0.000137 0.047877 0.003958

C3H8 0.013130 0.062574 0.062392 0.000182 0.000147 0.062427 0.000820

iC4H10 0.001670 0.078438 0.078236 0.000202 0.000164 0.078274 0.000131

nC4H10 0.002770 0.076957 0.076765 0.000192 0.000156 0.076801 0.000213

iC5H12 0.000110 0.091814 0.091596 0.000218 0.000171 0.091637 0.000010

N2 0.007300 0.047602 0.046231 0.001371 0.001111 0.046491 0.000339

TOTAL 1.000000 0.039421


77

3) CÁLCULO DE LOS FACTORES DE REDUCCIÓN DE VOLUMEN k1 Y k2

3.1) Cálculo de k1

Los valores de k1 se dan para diferentes temperaturas y pesos moleculares en la tabla 15.

Dos interpolaciones deben llevarse a cabo: 1) En la temperatura, 2) En el peso molecular.

TABLA A1-3

T=112.38 K

CÁLCULO DEL FACTOR DE CORRECCIÓN k1 en l/mol – interp olación de la temperatura

Peso molecular k1 a 115 K T1

k1 a 110 K T2

Diferencia del valor de k1

para 5 K

Diferencia del valor para

2.62 K

k1 a 112.38 K

(11) (12) (13)=(11)-(12) (14)=(2.62K/5K)·(13) (15)=(11)-(14) g/mol

l/mol l/mol l/mol l/mol l/mol

MW2 (17 g/mol) 0.000220 0.000180 0.000040 0.000021 0.000199

MW1 (18 g/mol) 0.000440 0.000375 0.000065 0.000034 0.000406

- Factor de interpolación del peso molecular: MWI = 0.14864617.018.0

17.85135418.0=

−−

- Factor de corrección del volumen k1 a T = 112.38 K y con M.W. = 17.851354 g/mol

k1 (MW,T) = k1 (MW1,T) – MW1 . (k1 (MW1,T) – k1 (MW2,T))

= 0.000406 – 0.148646 . (0.000406 – 0.000199)

k1 (MW,T) = 0.000375 l/mol

3.2) Cálculo de k2

Los valores de k2 se dan para diferentes temperaturas y pesos moleculares en la tabla 16.

TABLA A1-4

CÁLCULO DEL FACTOR DE CORRECCIÓN k2 en l/mol – interpo lación de la temperatura

Peso molecular

k2 a 115 K

k2 a 110 K

Diferencia del valor de

k2 para 5 K

Diferencia del valor para 2.62 K

k2 a 112.38 K

(17) (18) (19)=(17)-(18) (20)=(2.62K/5K)·(19) (21)=(17)-(20) g/mol

l/mol l/mol l/mol l/mol l/mol

MW2 (17 g/mol) 0.000410 0.000320 0.000090 0.000047 0.000363

MW1 (18 g/mol) 0.000720 0.000590 0.000130 0.000068 0.000652

- Factor de interpolación del peso molecular: igual que para k1 MWI= 0.148646.


78

- Factor de corrección del volumen k2 a T = 112.38 K y con MW = 17.851354 g/mol

( ) ( ) )),(),((.,, 2212122 TMWkTMWkMWITMWkTMWk −−= (24)

= 0.000652 – 0.148646 . (0.000652 – 0.000363)

k2 (MW,T) = 0.000609 l/mol

4) DENSIDAD Y VOLUMEN MOLAR CORREGIDO

Aplicando la fórmula citada en el apartado 9.3.2. proporciona el siguiente resultado:

ΣIXiVi = 0.039421 g/mol k1 = 0.000375 l/mol k2 = 0.000609 l/mol XN2 = 0.0073 XCH4 = 0.89235

Vmezcla = ΣIXiVi –redondear [k1 + (k2 – k1) ⋅ redondear(XN2/0.0425;6) ⋅ XCH4; 6] = 0.039051 l/mol

Mmezcla = 17.851354 g/mol

DGNL = Mmezcla/Vmezcla = 457.129241 kg/m3

que, cuando se redondea a tres cifras decimales, se obtiene como resultado: 457.129 kg/m3.


79

APÉNDICE 2: EJEMPLO DEL CÁLCULO DEL PCS (PODER CALORÍFICO SUPERIO R) (sección 10.2.2.3)

TABLA A2-1

PODER CALORÍFICO SUPERIOR (kJ/kg)

Fracción molar

Peso molecular de

cada componente

Fracción del peso

molecular

PCS del componente

Fracción del PCS

kJ/mol

(2) (3)=(1)·(2) (4) (5)=(4)-(1)

Componente

(1) g/mol g/mol kJ/mol kJ/mol

Metano CH4 0.89235 16.043 14.315971 891.56 795.583566

Etano C2H6 0.08267 30.070 2.485887 1562.14 129.142114

Propano C3H8 0.01313 44.097 0.578994 2221.10 29.163043

Isobutano iC4H10 0.00167 58.123 0.097065 2870.58 4.793869

n-Butano nC4H10 0.00277 58.123 0.161001 2879.76 7.976935

Isopentano iC5H12 0.00011 72.150 0.007937 3531.68 0.388485

n-Pentano nC5H12 0.00000 72.150 0.000000 3538.60 0.000000

Nitrógeno N2 0.00730 28.0135 0.204499 0.00 0.000000

SUMA 1.00000 17.851354 967.048012

- Las constantes utilizadas en las columnas (2) y (4) se han tomado de la ISO 6976:1995.

- El valor del poder calorífico superior se ha calculado a 15°C (no a 25 ºC, sección 10.1)

PCS = 967.048012/17.851354 MJ/kg 54.172250 MJ/kg 54.172 MJ/kg

o = 54.172250 x 0.947817/1000 0.051345 MMBTU/kg


80

PODER CALORÍFICO SUPERIOR (kJ/m 3(s)) PARA EL CÁLCULO DE LA E GAS DESPLAZADO

En este ejemplo las fracciones molares del gas desplazado se han estimado mediante el cálculo descrito en la sección 10.2.2.3.

− Primer paso N2 gas = 23 N2 liq = 23 · 0.0073 = 0.1679 CH4 gas = 1 CH4 liq = 0.89235 C2H6 gas = 0.005 C2H6 liq = 0.005 · 0.08267 = 0.000413

El resto de componentes en fase gaseosa se asume que son iguales a cero.

− Segundo paso Corrección lineal para que la suma obtenida sea igual a 1. Factor de corrección = 1/(0.1679 + 0.89235 + 0.000413) = 0.942807.

De esta forma se obtiene los valores finales corregidos: N2 gas = 0.1679 · 0.942807 = 0.158297 CH4 gas = 0.89235 · 0.942807 = 0.841314 C2H6 gas = 0.000413 · 0.942807 = 0.000389

TABLA A2-2

PODER CALORÍFICO SUPERIOR PARA EL CÁLCULO DE LA E GAS DESPLAZADO

Fracción molar PCS del componente

Fracción del PCS

(2) (3)=(1).(2) Componentes (1)

MJ/m3(s) MJ/m3(s)

Metano CH4 0.841314 37.7060 31.722586

Etano C2H6 0.000389 66.0700 0.025701

Propano C3H8 0.000000 93.9400 0.000000

Isobutano iC4H10 0.000000 121.400 0.000000

n-Butano nC4H10 0.000000 121.790 0.000000

Isopentano iC5H12 0.000000 149.360 0.000000

n-Pentano nC5H12 0.000000 149.660 0.000000

Nitrógeno N2 0.158297 0.000 0.000000

1.00000 31.748287

- Las constantes utilizadas en las columnas (2) y (4) se han tomado a partir de la ISO 6976.

- El poder calorífico superior está calculado a las condiciones ISO 15/15ºC (temperatura de referencia 15ºC, volumen del gas a 15ºC y presión 1.01325 bar a).

PCS= 31.748287 MJ/m3(s) (sin Z, factor de compresibilidad)

El factor Z se calcula a 15ºC y a partir de las constantes de la norma ISO 6976 (tabla 2)

Z = 0.998369

PCS gas desplazado = 31.748287/0.998369 PCS (incluyendo factor Z) = 31.800153 MJ/m3(s)

o

PCS = 31.800153 x 0.947817/1000 = 0.030141 MMBTU/m3(s)


81

APÉNDICE 3: USO DE MEDIDORES DE CAUDAL DE GNL EN LÍNEA

CAUDALÍMETROS DE GNL EN LÍNEA

Existen varios tipos de caudalímetro de GNL pero convencionalmente la medida del GNL trasferido en el custody transfer se realiza a través de las diferencias de volumen en los tanques del barco. Sin embargo, a menudo surge la pregunta, ¿pueden utilizarse los caudalímetros de GNL para el custody transfer, o como una medida de comprobación o para objetivos de asignación? Esta sección se encamina a tratar este asunto.

Funcionamiento

Se ha demostrado que tanto los caudalímetros de Ultrasonidos como los de Coriolis son aptos para medir el GNL a temperaturas criogénicas con la repetibilidad reflejada en el custody transfer. El GNL tiene una densidad relativa aproximada de 0.5 y una viscosidad de 0.1 cP. Desde una perspectiva de medida de flujo, esta aplicación presenta pocos desafíos, garantizar que el caudalímetro puede físicamente trabajar a temperaturas criogénicas y que no se produce vaporización (2 fases de flujo). Las pruebas realizadas en la carga de GNL muestran que los caudalímetros másicos de Coriolis proporcionan unos resultados similares a los ultrasónicos dentro de las incertidumbres publicadas de ambos dispositivos. Los resultados de estas pruebas demuestran una repetibilidad de ±0.125 % en masa, una mejora de la repetibilidad con respecto a la medida en barco.

Nota: La medida en el buque obviamente varía su incertidumbre por cada barco y cargamento. Sin embargo el ejemplo en la Sección 15.5 se llega a una incertidumbre combinada estándar del 0.43 %. Eliminando la contribución debida al poder calorífico superior (PCS), la incertidumbre en la medida de la masa es el 0.34 %.

Actualmente ya existen normas en la industria para la medida de caudal líquido tanto para Coriolis como para Ultrasonidos, aunque no estén específicamente dirigidas a usos criogénicos. La selección tecnológica se puede evaluar basándose en la pérdida de presión disponible y caudales requeridos. Los medidores de Coriolis que miden caudal másico directamente no requieren un cálculo de densidad, pero tienen limitaciones en el tamaño y caída de presión. Los medidores de ultrasonidos requieren un cálculo de densidad (p. Ej. Klosek-McKinley o Costald), pero no tienen limitaciones ni de tamaño ni caída de presión.

Considerando la demostración de su funcionamiento en servicio de GNL, ambas tecnologías se podría usar tanto para la asignación como para la comprobación de la medida. Se aconseja realizar proyectos tipo “Joint proyect” para comprobar las prestaciones de estos equipos en línea para asignación (no CTS) de GNL producido y mezclado en las instalaciones de almacenamiento. Dos instalaciones han instalado medidores en línea como equipo de comprobación para verificar medidas de tanque.

Prueba

En lo que concierne al empleo para el Custody Transfer de caudalímetros de GNL, la barrera a superar consiste en conseguir la aceptación de la industria para el empleo en el servicio de GNL. Actualmente no se ha publicado un procedimiento aceptado de prueba siguiendo un estándar de trazabilidad. Aunque los medidores en línea ofrecen una repetibilidad dentro del ±0.125% en masa, no se puede asegurar su trazabilidad. Sin un estándar de referencia, un medidor podría tener un sesgo significativo. El desarrollo del procedimiento tiene varias barreras que se han de superar: compensación para cambios de temperaturas, rango, eliminación de boil-off, y cambios de densidad.

Puesto que la carga y el descargar de barcos pueden implicar caudales volumétricos de 5000 a 15000 m3/h, los bancos existentes de medición de volumen no son prácticos para la verificación de estos equipos. Una variación de 0,5 ºC en la medida de la temperatura supone 0,17% en la densidad calculada. Estos desafíos afectarían al diseño de un estándar de GNL independientemente de los principios físicos empleados, p. Ej. si estuviera basado en la masa (pesado de tanque), o en volumen (tanque o pistón). El uso de la medida en línea para el Custody no se hará realidad hasta que un procedimiento aceptado sea desarrollado y establecido en el uso comercial. Una vez se consiga, la medida en línea será una alternativa aceptable para la medida del barco.


82

APÉNDICE 4: METODOS DE CÁLCULO DE LA DENSIDAD

En el estudio -NBS Technical Note 1030 – December 1980 "Four Mathematical Models for the Prediction of LNG Densities" se presentan cuatro métodos para el cálculo de la densidad del GNL:

- Estados correspondientes extendidos - Método “esfera dura” - Método revisado de Klosek y McKinley (KMK) usando las tablas de k1 y k2 en Kelvin (K) - Modelo de celda

Estos cuatro modelos, usados para calcular la densidad del GNL, predicen la densidad dentro del 0.1 % del valor verdadero suponiendo que se conocen las variables de temperatura, presión y composición del GNL.

La ISO 6578:1991 recoge el método revisado de Klosek y McKinley (KMK)) usando las tablas k1 y k2 en grados Celsius (ºC).

Se realizó una comparación* entre el método KMK (usando las tablas de k1 y k2 en Kelvin) y la ISO 6578 (tablas de k1 y k2 en grados Celsius) por GDF SUEZ. Este estudio concluyó que la diferencia entre los dos métodos de cálculo de densidad de GNL es menor del 0.01 % en una amplio rango de composiciones de GNL disponibles en el comercio.

* Informe n° 851 GAZ DE FRANCE – Direction de la Rech erche – CERMAP – juillet 1989 "Comparaison de la procédure de

calcul de la masse volumique du GNL appliquée par Gaz de France à celle préconisée par l'ISO 6578 – 1981.


83

APÉNDICE 5: MEDIDOR DE NIVEL POR LÁSER

Nueva tecnología, sólo para información (Ver referen cia [11])

Figura A5.1: Medidor de nivel por láser

Principio

El principio del medidor de nivel por láser se basa en un transmisor dual (cabeza óptico) compuesto por un emisor y un receptor montados en la parte superior del tanque. El emisor envía un rayo láser hacia la superficie del líquido; la señal es reflectada por la superficie, detectada por la célula receptora y enviada a la unidad de control. El sistema se calibra en varios niveles de referencia del tanque.

La primera aplicación y certificación comercial de esta nueva tecnología basada en el láser tuvo lugar a finales de 2005 tras esfuerzos de I+D llevados a cabo sobre el buque “Le Tellier”. En Noviembre de 2005 se obtuvo la certificación por parte de NKKK con una precisión de ±7.5 mm .

Exactitud

• Rango de medida : 0 – 50 m • Resolución : 1 mm • Exactitud : ±7.5 mm o mejor

Características

• Verificación de la exactitud on-line • Corrección por temperatura, presión, escora y asiento • Comunicación en serie • Ningún equipo en el depósito

CABEZAL ÓPTICO

LENTES RECEPTORAS

LENTES TRANSMISORAS

NIVEL

CONFIGURACIÓN LIDAR

ZONA SEGURA ZONA DE RIESGO

CABLES FIBRA ÓPTICA

CABEZAL ÓPTICO

NIVEL REFERENCIA

NIVEL REFERENCIA

NIVEL REFERENCIA

REFERENCIADEL FONDO

ARMARIO DE

CONTROL

UNIDAD

LIDAR ESTACIÓN NT


84

APÉNDICE 6: ANÁLISIS DIRECTO EN LÍNEA CON ESPECTROSCOPIA RAMAN

Nueva tecnología, solo como información, véase Referencia [12]

Tecnología

La espectroscopia Raman es una forma de espectroscopia de vibración donde se ilumina el material de interés con una fuente monocromática, generalmente un láser, y se analiza la luz dispersada resultante. Cuando la luz interactúa con una molécula, la mayor parte de fotones son elásticamente dispersados. Los fotones dispersados tienen la misma energía (frecuencia) y, por lo tanto la misma longitud de onda (el color) que los fotones incidentes. Sin embargo, una pequeña fracción de luz (aproximadamente 1 de 108 fotones) se dispersa en frecuencias ópticas diferentes, y por lo general menor, que la frecuencia de los fotones incidentes. El fenómeno que produce dicha dispersión inelástica se llama el efecto de Raman, descubierto en 1928 por el físico indio Chandrasekhar Venkata Raman al que se le concedió el premio Nobel de física en 1930.

La energía de la vibración molecular depende de la estructura molecular del material. Un espectro Raman es " una huella digital molecular " única para el compuesto (Véase la Figura A6.1). El espectro se puede analizar para obtener la información sobre los componentes moleculares del material así como su abundancia relativa. La intensidad de la señal depende fuertemente de la densidad de la muestra, por lo tanto medir directamente el líquido supone una ventaja. Además, también se evita la necesidad del cambio de fase o la separación molecular utilizada por otros métodos analíticos. Debido a que la dispersión Raman se produce de forma minoritaria, la tecnología actualmente disponible no se puede aplicar para el análisis de trazas (inferior a ppm) ni para los componentes más pesados del GNL, (fracción C7+).

Adaptación al GNL

Para el análisis de GNL se ha desarrollado una sonda óptica criogénica y un proceso de calibración interno. Éste último permite al analizador realizar el diagnóstico automáticamente.

Por medio de la sonda óptica, la luz láser se emite en la tubería con GNL a través de una ventana de zafiro situada el final de la sonda. La excitación molecular ocurre aproximadamente entre 300 y 400 micras de la ventana. Como no se realiza una experimentación directa con el líquido “wet chemistry”(sin contacto) no hay necesidad de limpiar el dispositivo o realizar otro tipo de mantenimiento regular. La sonda contiene una serie de componentes ópticos para filtrar la luz y se conecta a una unidad base por medio de cable de fibra óptico.

El cable de fibra óptico termina en la unidad base del analizador que se puede instalar en campo o dentro de una sala, peje. un cuarto de control de procedimiento. En la fábrica, antes del envío, se realiza una calibración inicial del equipo. Una vez instalado en campo, únicamente se tiene que realizar una calibración simple de la intensidad de transmisión de la fibra. El mantenimiento de analizador se realiza anualmente., por regla general.

Las pruebas realizadas en laboratorio y campo han permitido el desarrollo de un modelo matemático para convertir el espectro Raman de energía a composición del GNL. Este modelo mejorará el sistema actual de análisis ya que se elimina la variación resultante de la calibración requerida por los cromatógrafos.

Pruebas de campo

Los datos se han recopilado en varias operaciones de descarga de buques de GNL. Los resultados de las medidas indican que la repetibilidad del PCS (0,1 BTU) es mejor para la Espectroscopía Raman que para los análisis de GNL vaporizado obtenidos por el cromatógrafo tomados al mismo tiempo (Véase Figura A6.2).

Existe una diferencia sistemática en el valor PCS calculado para ambos métodos (0.5 BTU aproximadamente), cuya causa radica en que el análisis del C6+, que si que realiza el cromatógrafo, no se ha incorporado todavía al Modelo Raman.

Futuras mejoras del modelo, que incluirán los efectos de los componentes C6+ deberían ser capaces de disminuir la desviación. La mejora se puede lograr gracias a la implementación de un modelo más sofisticado que incorpore un análisis más extenso para laboratorio y campo.


85

Figura A6.1 – Representación efecto Raman

Tiempo Transcurrido (h:mm)

Figura A6.2 – Comparación datos de cromatógrafo de gases y espectroscopia Raman para la descarga de un barco

Molécula Vibrando

Láser emitido

Suma de Frecuencias (Mayor) Poco Probable. Cambio a color Azul.

Láser Dispersado al exterior (Sin cambio)

Frecuencia Diferente. (Menor). Situación más Probable Cambio a color rojo.

BT

U s

uper

ior,

Sec

o


86

APÉNDICE 7: RECOMENDACIONES PARA UNA NUEVA CARGA PARCIAL DE LOS TANQUES DE UN METANERO TENIENDO EN CUENTA CUESTIONES DE SEGURIDAD Y DE TRANSFEREN CIA DE ENERGÍA

Solamente como información

Introducción

En la última década se ha visto el desarrollo a nivel mundial del comercio de GNL a corto plazo y “spot” incluyendo dos nuevas formas de operación en los buques de GNL:

• Los comercializadores de GNL están usando buques para cargas spot y/o como almacenamiento flotante de GNL

• Algunos comercializadores han considerado y, alguna vez llevado a cabo, una descarga parcial y/o una nueva carga también parcial, es decir, la carga o descarga de solo uno o de varios de los tanques del buque de GNL.

Cuando se realizan estas operaciones es necesario prestar atención a:

• Operaciones y procedimientos de seguridad en buque/tierra, y • Procedimientos en la transferencia de energía buque/ tierra.

Una de las consideraciones en los procedimientos y operaciones de los tanques, referente a temas de seguridad, debería de ser la prevención de la creación de capas estratificadas y, por consiguiente, el riesgo de formación de un rollover en los tanques del barco. La estratificación y el rollover podrían aparecer bien cuando el buque se encuentra en el atraque de una Terminal de GNL en una operación de una nueva carga parcial, bien en el mar durante el viaje o bien cuando se descarga el GNL parcialmente cargado en otra Terminal de GNL. En el último caso, el riesgo de estratificación y posterior rollover se encuentra en los tanques de tierra de la Terminal de GNL.

Teniendo en cuenta el tema de seguridad en las operaciones con GNL, tanto el GIIGNL como el SIGTTO han publicado algunas reglas de buena práctica al respecto:

• GIIGNL: ‘Rollover in LNG Storage Tanks’ (1981-1983), Sección 3.5 ‘Stratification and density differences in LNG Ships and Consequences for Shore-based Tanks’ (páginas 26-27).

• SIGTTO: ‘ROLLOVER PREVENTION, A Review of Causes, Methods of Prevention and Damage Limitation Measures’ (November 1993), ver el párrafo sobre ‘Ship Cargoes’ (página 11).

Recomendaciones en las operaciones de nueva carga p arcial en un buque.

La estratificación de los tanques de un buque de GNL o de los tanques de GNL de tierra puede llevar consigo (y ha producido) la formación posterior de un rollover (ver apéndice 8).

Es necesario tener en cuenta que actualmente existe todavía un conocimiento, una información y experiencia muy limitados respecto a la formación de estratificación y rollover en los tanques de un buque de GNL. Los comentarios sobre que los movimientos de la carga del barco podrían asegurar una mezcla completa de cualquier estratificación han sido desestimados ya que se han observado algunos casos de estratificación, e incluso de rollover, en tanques de los buques de GNL. Por lo tanto, todas las partes deberían de actuar de un modo prudente y razonable, tanto en los tanques de tierra como en los del buque, teniendo en cuenta las siguientes recomendaciones y, en particular, cuando se realiza la carga parcial de los tanques.

Con lo comentado anteriormente lo más adecuado sería descargar primeramente el tanque que se encuentra parcialmente lleno (es decir, aquel tanque con una cantidad mayor del talón mínimo correspondiente a un pequeño porcentaje de la altura del tanque) y, a continuación, volverlo a cargar con una nueva carga de GNL.

Si un buque, típicamente en una situación de carga “spot”, llega a una Terminal con uno varios tanques llenos y otros vacíos (quizás con un talón mínimo) con la intención de cargar los tanques, entonces primeramente se necesita estar de acuerdo con los llamados LNGC’s y con la Terminal para realizar la nueva carga. El comercializador deberá facilitar a los operadores de la Terminal un adecuado procedimiento para la realización de la nueva carga del buque y asegurarse de que se siguen las normas que se detallan a continuación para realizar las operaciones adecuadas de transferencia de GNL.

Aquí se detallan algunas propuestas para este procedimiento.

A. No se debe permitir el llenado de un tanque de GNL que presente un talón mayor del 5% de la altura máxima de llenado del tanque.

B. De la misma manera, no se debe permitir sobrepasar la altura máxima de carga del tanque con GNL transferido de la terminal. Por lo tanto antes del comienzo de la operación de llenado parcial de uno o varios tanques del buque si es necesario, como se comenta anteriormente, cada tanque se debería de vaciar previamente hasta el mínimo nivel de talón recomendado, normalmente 0.5 o 1 m de nivel de


87

líquido. Las partes involucradas deben estar de acuerdo en los límites de la diferencia de temperatura y de densidad entre el GNL del talón y el que va a ser cargado – orientativamente los valores aceptados como diferencia máxima es de 1ºC y 1 kg/m3, respectivamente.

C. Si un comercializador propone llegar a una Terminal de GNL con un buque con uno o varios tanques llenos y los otros vacíos (con el mínimo nivel), y desea cargar los tanques vacíos, entonces se recomienda seguir estrictamente las siguientes recomendaciones para asegurar una apropiada operación de transferencia.

• En primer lugar el comercializador debe demostrar con todo tipo de detalle y por escrito que es capaz de determinar, con una incertidumbre total mejor que el 1% (ver sección 15) las propiedades físicas relevantes del GNL que lleva el barco (Ej. con la Aplicación MOLAS, apéndice 10)

• Asumiendo que el comercializador es capaz de demostrar lo indicado arriba, entonces las partes involucradas deberán verificar, basándose en métodos bien establecidos y probados, que existe compatibilidad entre las propiedades físicas del GNL del buque y del GNL de los tanques de la Terminal que va a ser cargado en el resto de tanques. Como guía se recomienda seguir los siguientes criterios:

0.5 kg/m3 como máxima diferencia entre la densidad del GNL de los tanques del buque. 0.5°C como máxima diferencia entre la temperatura d el GNL de los tanques del buque. 30 mbar como diferencia entre la presión de vapor del GNL en los tanques del buque. La presión de vapor en cada tanque debe calcularse con el mismo método.

• Si estos criterios no pueden seguirse entonces el comercializador debería rechazar la operación de una carga parcial y primero descargar todo el GNL del buque y después cargar una nueva calidad homogénea desde los tanques de la Terminal.

• Por otra parte, si el GNL que va a ser cargado procede de más de un tanque de la Terminal, se recomienda seguir los siguientes criterios en estos tanques:

1.0 kg/m3 como máxima diferencia entre la densidad del GNL de los tanques de la Terminal 0.5°C como máxima diferencia entre la temperatura m edia del GNL de los taques de la Terminal 30 mbar como diferencia entre la presión de vapor del GNL en tanques de la Terminal. La presión de vapor en cada tanque debe calcularse con el mismo método.

• Uno de los propósitos de estas recomendaciones es asegurar las operaciones de transferencia en las descarga ya que incluso pequeñas diferencias en la temperatura del líquido de unos pocas décimas entre los tanques tiene una gran influencia en la incertidumbre combinada y en la incertidumbre total de de la energía (ver sección 4, 4.1.2. último párrafo y sección 15).


88

APÉNDICE 8: DOS CASOS DE ESTUDIO ILUSTRAN LOS RIESGOS POTENCIALES DE ESTRATIFICACIÓN Y ROLLOVER EN LOS TANQUES DE UN BUQUE DE GNL

Solamente para información, ver referencia [13]

Caso de estudio No. 1: Estratificación en los tanque s a la llegada a una Terminal de destino.

La siguiente tabla muestra una comparación de las temperaturas de GNL, en función de la altura del tanque para los cinco tanques de un buque tomadas al final de la transferencia de GNL en la Terminal de origen, con aquellos datos tomados el comienzo de la transferencia en la Terminal de destino, y finalmente también se muestra la diferencia entre ambos.

CT = Tanque DEP = Final de la transferencia de GNL en la Terminal de origen ARR = Comienzo de la transferencia en la Terminal de destino ∆T = Diferencia de temperatura

Temperaturas °C CT #1 CT #2 CT #3 CT #4 CT #5

DEP -150.00 -132.00 -140.00 -137.00 -140.00 ARR -152.00 -155.00 -150.00 -151.00 -155.00

T vapor

∆ T -2.00 -23.00 -10.00 -14.00 -15.00 DEP -160.72 -160.72 -160.73 -160.86 -160.73 ARR -160.65 -160.66 -160.72 -160.75 -160.68

T1

∆ T +0.07 +0.06 +0.01 +0.09 +0.05 DEP -160.65 -160.66 -160.72 -160.75 -160.68 ARR -160.41 -160.55 -160.55 -160.53 -160.53

T2

∆ T +0.24 +0.11 +0.17 +0.22 +0.15 DEP -160.63 -160.27 -160.43 -160.51 -160.39 ARR -160.39 -160.46 -159.91 -159.82 -160.52

T3

∆ T +0.24 -0.19 +0.52 +0.69 -0.13 DEP -160.25 -160.40 -160.49 -160.48 -160.48 ARR -157.61 -158.36 -158.52 -158.53 -158.46

T4

∆ T +2.64 +2.04 +1.97 +1.95 +2.02 DEP -160.30 -160.49 -160.48 -160.50 -160.47 ARR -157.61 -158.41 -158.51 -158.51 -158.45

T5

∆ T +2.69 +2.08 +1.97 +1.99 +2.02 A partir de esta tabla y, en especial de los datos destacados en negrita, puede observarse que entre el final de la transferencia de energía después de la carga y el comienzo de la transferencia de energía antes de la descarga, aparecen importantes diferencias en las temperaturas del líquido y del vapor, indicando que existe estratificación en los tanques.

Secuencia de eventos

• Durante la carga las bombas transfirieron GNL de un tanque de tierra de una densidad menor que el GNL existente en el buque (Diferencia de densidad 20 kg/m3).

• Aunque los tanques tenían solamente llena la parte del fondo, se indujo durante la carga una capa estable al fondo más densa.

• Esta capa aumentó de temperatura durante el viaje. • Debido a esta importante diferencia de densidad, el calentamiento del GNL hasta un valor de 2.69°C n o indujo

un descenso de densidad para desestabilizar la capa del fondo. Incluso después de un importante aumento de temperatura su densidad era todavía más alta que la de capa superior.

• Como esta capa fue la primera que se bombeó en la descarga, inmediatamente apareció una vaporización súbita “flash” en los tanques de tierra produciéndose un aumento puntual de presión por lo que tuvo lugar la apertura de las válvulas de seguridad de los tanques de tierra.

• El número de bombas del tanque tuvo que reducirse de 6 a 4 durante el tiempo en que las válvulas de seguridad estuvieron abiertas. El compresor de descarga de boil off (BOG) de 30 ton/h se tuvo que poner en marcha en lugar de los dos compresores de 4 ton/h cada uno, utilizados normalmente.

• Tan pronto como los análisis de GNL indicaron que la capa mas ligera comenzaba a descargarse la presión en el tanque de tierra decreció y el compresor de descarga pudo pararse y se volvieron a incrementar el número de bombas hasta 10.

• El análisis de la composición del GNL junto con la indicación del caudal de descarga mostró que sobre el 30% del GNL presentó una alta densidad, el 20% una densidad intermedia y, finalmente, el 50% una densidad mas ligera.

• Sobre 58 t de BOG tuvieron que ser quemados en la antorcha


89

Consejos a tener en cuenta

• Si la tripulación del buque detecta estratificación en los tanques del buque el Capitán debe notificarlo a la Terminal y proponer una reunión antes de la descarga del buque para tratar este asunto. En la reunión ambas partes deben estar de acuerdo en las precauciones que se deben tomar al respecto.

• ¿Como detectar la estratificación de un buque que no lo ha notificado previamente a la Terminal? Hay que asegurarse que al comienzo de la transferencia se tiene el certificado “the Bill of Lading” en la mano para comparar el perfil de temperaturas de cada tanque junto a su presión de vapor, con los datos de salida de la Terminal de carga. Si se detecta cualquier anomalía, como se muestra en la tabla de arriba, inmediatamente debe notificarse al capitán o al oficial de cargo y pensar una estrategia para la descarga de acuerdo con el barco. Por ejemplo, empezar descargando a caudal reducido, con cuatro bombas solamente. Comprobar que el gas retornado al buque no sea excesivo. De esta forma se puede ir incrementando gradualmente el caudal de descarga aumentando el número de bombas en el buque.

• Calcular la SVP (presión de vapor saturada, en base a la composición en el puerto de carga y las temperaturas del GNL a la llegada a la Terminal de descarga) y comparar esta SVP con la presión real de los tanques del buque.

• Si la SVP es bastante más alta (por ejemplo mas de 20 mbar o 2 kPa) que la presión de vapor real en los tanques del barco, entonces se puede esperar una excesiva vaporización en la descarga por lo que hay que actuar de una manera muy prudente, especialmente en las operaciones de comienzo de la descarga. Como guía, un regla básica es que por cada incremento de temperatura de 0.1ºC en el GNL la presión de vapor aumenta aproximadamente 10 mbar ±3 mbar (es decir, entre 7 y 13 mbar).

• La estratificación y el rollover en uno o varios tanques del buque es perjudicial para que una transferencia se realice correctamente.

• En la carga de los tanques de GNL se debe de comprobar que el GNL que se va a cargar sea lo mas homogéneo posible. Como guía se propone que la diferencia de densidades sea menor de1 kg/m3, que la diferencia de temperatura sea menor 0.5°C, que las diferencias en la presión de vapor sean menores de 10 mbar y que la composición sea lo mas similar posible.

Caso de estudio No. 2: Estratificación en los tanque s de GNL a la salida de la Terminal de origen

La siguiente tabla muestra una comparación de las temperaturas de GNL, en función de la altura del tanque para los cinco tanques de un buque, tomadas al final de la transferencia de GNL en la Terminal de origen con aquellos datos tomados al comienzo de la transferencia en la Terminal de destino, y finalmente también se muestra la diferencia entre ambos.

CT = Tanque DEP = Final de la transferencia de GNL en la Terminal de origen. ARR = Comienzo de la transferencia en la Terminal de destino. ∆ T = Diferencia de temperatura.

A partir de esta tabla y, en especial de los datos destacados en negrita, puede observarse que entre el final de la transferencia de energía después de la carga y el comienzo de la transferencia de energía antes de la descarga, aparecen importantes diferencias en las temperaturas del líquido y del vapor, indicando que existe estratificación en los tanques.

Temperaturas °C CT #1 CT #2 CT #3 CT #4 CT #5

DEP -150.25 -149.01 -139.16 -121.07 -146.44 ARR -143.30 -143.47 -144.94 -154.25 -144.12

T1 TOP

(vapor cúpula) ∆ T +6.95 +5.54 -5.78 -33.18 +2.32 DEP -159.14 -158.82 -160.00 -160.37 -158.95 ARR -158.78 -158.40 -158.49 -158.48 -158.64

T2 85% nivel

∆ T +0.36 +0.42 +1.51 +1.89 +0.31 DEP -158.82 -158.93 -157.65 -157.62 -158.85 ARR -158.27 -158.38 -158.37 -157.97 -158.29

T3 50% nivel

∆ T +0.55 +0.55 -0.72 -0.35 +0.56 DEP -159.20 -158.95 -158.16 -158.38 -158.97 ARR -158.80 -158.59 -158.67 -158.68 -158.91

T4 Fondo

∆ T +0.40 +0.36 -0.51 -0.30 +0.06


90

Secuencia de eventos

• Carga previa de GNL: GNL con densidad más ligera. • Aproximadamente 8500 m3 de GNL quedaron en el buque en los tanques CT#3 y CT#4 durante el viaje de

7 semanas hacia la Terminal de carga. • Después de 2 semanas de viaje, al buque le fue asignado cargar en una Terminal de Regasificación. A su

llegada tenia aproximadamente 5400 m3 de talón. • Operaciones de carga en la Terminal de Regasificación: el caudal de carga fue aproximadamente de 4200

m3/h en lugar de 11000 m3/h como es habitual en las Terminales de Regasificación (cuello de botella: capacidad de la bomba de carga de la Terminal).

• La temperatura en la mitad del tanque esférico debe de ser < -134°C cuando el nivel líquido alcanza u n metro por debajo del ecuador. El buque debería de realizar las operaciones de rociado necesarias durante la carga para cumplir estos requerimientos.

• El sistema de vapor de la Terminal no pudo aceptar las “gotitas” que contenía el vapor retornado del buque. Por lo tanto el buque no fue capaz de llevar a cabo las operaciones de rociado durante la carga.

• El buque paró la carga de cada tanque durante 2-7 horas a 1 metro por debajo de nivel del ecuador para asegurar que el ecuador estuviera enfriado por debajo de -134°C.

• Los factores arriba indicados pudieron haber contribuido a la formación de estratificación en el talón de los tanques.

• Cuando se completó la carga había una gran diferencia entre la temperatura del sensor T2 (localizado al 85% de la altura del tanque) y T3 & T4 (localizado al 50% de la altura del tanque y el fondo del tanque, respectivamente)

• Viaje hacia el Puerto de descarga: 5-7 en la escala de Beaufort de la fuerza de los vientos, oleaje 1-2 m, balanceos o vibraciones muy pequeñas, baja velocidad, aproximadamente 12 nudos.

• Destacar el incremento de los niveles de líquido en los tanques #3 y #4. • El nivel de líquido en CT #3 se incrementó hasta un día después de la salida de la carga. • El nivel de líquido en CT #4 se incrementó hasta tres después de la salida de la carga. • Una vez que el rollover apareció el nivel del líquido bajó rápidamente. • El nivel del líquido se estabilizó cuando las condiciones de presión y temperatura en el tanque se

estabilizaron. • La temperatura del vapor se enfrió después de que el nivel de líquido disminuyese en CT #3, lo cual indicó

la generación de una gran cantidad de BOG • 5 días después de la salida de la carga, se produjo un rollover en el tanque #3: la temperatura del líquido de

la parte superior T2 se incrementó, las temperaturas T3 & T4 decrecieron y la temperatura de vapor en la cúpula descendió 6ºC en 5 horas.

• 6 días después de la salida de la carga y 1 día después del rollover en el tanque # 3, la tripulación comenzó a poner en marcha la bomba de rociado en el tanque #4 para producir un intencionado rollover bajo condiciones controladas: las bombas de rociado se pararon cuando la presión en el tanque alcanzó 18 kPa (180 mbarg).

• 7 días después de la salida de la carga el rollover se produjo en el tanque #4. Sobre 1 hora después de su comienzo:

o Otra vez la temperatura T2 aumentó rápidamente mientras que las temperaturas T3 & T4 bajaron rápidamente, mas de un 1°C aproximadamente en 1 hor a, es decir, mucho mas rápido que durante el rollover espontáneo en el tanque 3.

o Durante este rollover en el tanque 4, la temperatura de vapor en la cúpula del tanque (T1) bajó más de 11ºC.

• La presión en el tanque número 3: durante el rollover en el tanque 3 la presión aumentó de 11.5 kPa a 16.5 kPa, en cambio durante el rollover en el tanque 4 al día siguiente, la presión en el tanque 3 aumentó de 11.5 kPa a 20 kPa.

• Cuando la tripulación detectó que el rollover había ocurrido en los tanques 3 y 4, todas las válvulas de succión de vapor, excepto las de los tanques 3 y 4, se cerraron a la posición de mínima apertura necesaria y suficiente para mantener la presión de seguridad en los tanques 1, 2 y 5, y para eliminar tanto Boil off como fuera posible del formado en el rollover de los tanques 3 y 4.

• En el atraque de la Terminal de descarga, las temperaturas del líquido y las presiones del tanque todavía no se encontraban al nivel de seguridad adecuado para iniciar el comienzo de la transferencia y los ensayos ESD. De esta forma el capitán del buque coordinó el envío del exceso de BOG del barco a la antorcha de tierra para poder alcanzar las condiciones estables tan pronto como fuera posible.

Recomendaciones

Estos dos rollover formados en los tanques 3 y 4 fueron bastante suaves: las presiones en el tanque se mantuvieron dentro de las presiones de los parámetros de seguridad en todo momento. Sin embargo el incidente demostró que:

• Aunque previamente se creía que era improbable que un rollover pudiera generarse en un tanque Moss-Rosenberg, debido a que su forma esférica ayudaba a la migración del calentamiento del líquido a lo largo de la pared del tanque, claramente no fue suficiente en este caso.

• Las condiciones de estratificación y el rollover pueden tener lugar en un barco cuando se produce una nueva carga de mayor densidad en un tanque que contiene un talón con una carga de menor densidad.


91

• Los movimientos del barco durante la travesía no ayudan a mezclar las capas de distintas densidad. • Un incremento del nivel del líquido en uno o varios tanques puede ser una indicación de que existe

estratificación. La forma de los tanques esféricos actúan como “lentes amplificadas” donde se nota fácilmente los cambios de volumen.

• La reducción en la generación de boil off puede indicar una estratificación. • La estratificación y rollover en uno o varios tanques del barco actúa como detrimento para una apropiada

transferencia en las operaciones de descarga.

Recomendaciones para una apropiada transferencia cu ando ha existido una nueva carga

• Evitar el llenado del tanque cuando el talón sea mayor de 1 metro de altura.

• Si por circunstancias se tiene un talón mayor de 1m se recomienda lo siguiente: Verificar que las propiedades del GNL de la nueva carga se encuentran tan próximas como sea posible a las de la carga del talón, es decir, que la diferencia de densidad de GNL sea menor que 1 kg/m3 y preferiblemente más baja que la densidad del talón, que la diferencia de temperatura sea menor de 0.5 ºC y que la diferencia en la presión de vapor sea menor de 30 mbar.


92

APÉNDICE 9: EJEMPLOS DE DATOS DE CUSTODY TRANSFER OBTENIDOS DEL BU QUE Solamente como información

Ejemplo de datos del Custody Transfer antes de la descarga NOMBRE DEL BARCO FECHA HORA LOCAL NOMBRE DEL PUERTO OFICIAL PRINCIPAL ASIENTO (METROS) 0.05 POR POPA ESCORA (GRADOS) 0.1 POR ESTRIBOR

NIVEL (m) TANQUE 1 TANQUE 2 TANQUE 3 TANQUE 4

Nº 1 37.332 37.05 37.488 37.388

Nº 2 37.332 37.051 37.488 37.39

Nº 3 37.332 37.051 37.487 37.391

Nº 4 37.332 37.051 37.487 37.392

Nº 5 37.332 37.051 37.486 37.392

NIVEL MEDIO (m) 37.332 37.051 37.487 37.391

CORRECCIÓN POR ASIENTO (m) 0 0 0 0

CORRECCIÓN POR ESCORA (m) -0.001 -0.001 -0.001 -0.001

CORRECCIÓN TÉRMICA (m) -0.14 -0.141 -0.141 -0.141

NIVEL CORREGIDO (m) 37.191 36.909 37.345 37.249

VOLUMEN DEL TANQUE (m3) 35840.527 35701.728 35912.842 35868.054

VOLUMEN TOTAL 143323.151 m3 @ -160 ºC

FACTOR DE EXPANSIÓN TÉRMICA 1.00002 @ -159.2 ºC

VOLUMEN DE LÍQUIDO CORREGIDO 143326.017 m3 @ -159.2 ºC

TEMPERATURA (ºC)

100 % -131.96 V -137.24 V -134.68 V -137.58 V

75 % -159.3 L -159.24 L -159.33 L -158.62 L

50 % -159.31 L -159.25 L -159.36 L -158.61 L

25 % -159.34 L -159.23 L -159.40 L -158.79 L

0 % -159.31 L -159.24 L -159.36 L -158.94 L

TEMPERATURA PROMEDIO DEL VAPOR EN EL TANQUE (ºC) -132.0 -137.2 -134.7 -137.6

TEMPERATURA PROMEDIO DEL VAPOR EN EL BARCO (ºC) -135.4

TEMPERATURA PROMEDIO DEL LÍQUIDO EN EL TANQUE (ºC) -159.3 -159.2 -159.4 -158.7

TEMPERATURA PROMEDIO DEL LÍQUIDO EN EL BARCO (ºC) -159.2

PRESIÓN DEL VAPOR EN EL TANQUE (kPa(a)) 112.2 111.9 112.2 112.2

PRESIÓN PROMEDIO DEL VAPOR EN EL BARCO (kPa(a)) 112.1 EMPRESA NOMBRE CAPITÁN DEL BARCO

COMPRADOR (ES)

VENDEDOR (ES)

SUPERVISOR


93

Ejemplo de datos del Custody Transfer después de la descarga

NOMBRE DEL BARCO FECHA HORA LOCAL NOMBRE DEL PUERTO OFICIAL PRINCIPAL ASIENTO (METROS) 0 POR POPA ESCORA (GRADOS) 0.03 POR ESTRIBOR

NIVEL (m) TANQUE 1 TANQUE 2 TANQUE 3 TANQUE 4

Nº 1 0.695 5.885 0.612 0.567

Nº 2 0.696 5.885 0.612 0.567 Nº 3 0.695 5.885 0.612 0.567 Nº 4 0.694 5.885 0.612 0.567 Nº 5 0.695 5.885 0.611 0.566

NIVEL MEDIO (m) 0.695 5.885 0.612 0.567

CORRECCIÓN POR ASIENTO (m) 0 0 0 0

CORRECCIÓN POR ESCORA (m) 0 0 0 0







TEMPERATURA (ºC)

100 % -61.44 V -68.34 V -64.00 V -64.40 V

75 % -153.82 V -114.44 V -104.33 V -106.44 V

50 % -151.60 V -153.28 V -151.38 V -151.58 V

25 % -157.69 V -158.42 V -157.88 V -157.80 V

0 % -159.12 L -159.39 L -159.01 L -158.90 L

TEMPERATURA PROMEDIO DEL VAPOR EN EL TANQUE (ºC) -118.6 -123.6 -119.4 -120.1

TEMPERATURA PROMEDIO DEL VAPOR EN EL BARCO (ºC) -120.4

TEMPERATURA PROMEDIO DEL LÍQUIDO EN EL TANQUE (ºC) -159.1 -159.4 -159.0 -158.9

TEMPERATURA PROMEDIO DEL LÍQUIDO EN EL BARCO (ºC) -159.1

PRESIÓN DEL VAPOR EN EL TANQUE (kPa(a)) 111.1 110.7 111.1 111.1

PRESIÓN PROMEDIO DEL VAPOR EN EL BARCO (kPa(a)) 111 EMPRESA NOMBRE CAPITÁN DEL BARCO

COMPRADOR (ES)

VENDEDOR (ES)

SUPERVISOR


94

Ejemplo de certificado de descarga

DESPUÉS DE LA DESCARGA FECHA HORA LOCAL ASIENTO (METROS) 0 POR POPA ESCORA (GRADOS) 0.03 POR ESTRIBOR

TANQUE 1 TANQUE 2 TANQUE 3 TANQUE 4

NIVEL MEDIO (m) 0.695 5.885 0.612 0.567 CORRECCIÓN POR ASIENTO (m) 0 0 0 0

CORRECCIÓN POR ESCORA (m) 0 0 0 0



T VAPOR PROMEDIO TANQUE (ºC) -118.6 -123.6 -119.4 -120.1

T VAPOR PROMEDIO BARCO (ºC) -120.4

T LÍQUIDO PROMEDIO TANQUE (ºC) -159.1 -159.4 -159.0 -158.9

T LÍQUIDO PROMEDIO BARCO (ºC) -159.1

PRESIÓN VAPOR TANQUE (kPa(a)) 111.1 110.7 111.1 111.1

P PROMEDIO VAPOR BARCO (kPa(a)) 111





VOLUMEN DESCARGADO (m 3) 141326.813 (A-B) 141327 (A-B)

EMPRESA NOMBRE CAPITÁN DEL BARCO

COMPRADOR (ES)

VENDEDOR (ES)

SUPERVISOR


95

APÉNDICE 10: SOFTWARE MOLAS, UN MÉTODO ALTERNATIVO PARA LA PREDICCIÓN Y ESTIMACIÓN DE LAS PROPIEDADES Y COMPOSICIÓN DEL GNL A SU LLEGADA A LAS TERMINAL ES DE DESCARGA. Solo como información

El gas natural licuado (GNL) se transporta en buques a presión atmosférica, cerca de su punto de ebullición (-160ºC aproximadamente). Durante su transporte una pequeña parte de GNL se vaporiza a gas de Boil-off (BOG) debido a la transmisión de calor del exterior a través del aislamiento de los tanques (a no ser que el buque disponga de un sistema de relicuación del BOG generado). Debido a los diferentes puntos de ebullición de los componentes del GNL (entre -196ºC y 36ºC), dicha vaporización no es homogénea. Por lo que el boil-off se compone principalmente de los dos componentes más volátiles: nitrógeno (-196ºC punto de ebullición a presión atmosférica), seguido del metano (-161.5ºC). Este fenómeno se llaman envejecimiento y su consecuencia fundamental es la modificación de la composición y propiedades iniciales con el tiempo. Por lo tanto la composición y propiedades relevantes del GNL transportado por el buque son ligeramente distintas entre el origen y destino.

En este contexto, un grupo de compañías2 compañías lideradas por Enagas han realizado el proyecto GERG “Calculation MOdel(s) of LNG Ageing During Ship transportation” (llamado MOLAS Project) con el objetivo de desarrollar un aplicación para predecir los cambios de composición en el GNL durante su transporte en buque desde el puerto de carga (origen) hasta el puerto de descarga (destino). La aplicación MOLAS es un software de fácil manejo, potente y fiable que funciona en un ordenador de sobremesa y que proporciona un pronóstico y una estimación razonablemente buena de la composición molar del GNL a descargar en el lugar de destino y, por lo tanto, las propiedades de GNL más esenciales. Los resultados predictivos proporcionados por el MOLAS pueden ayudar a los operadores de las Terminales y técnicos a gestionar las plantas de regasificación de en una manera más segura y eficiente, y tomar las acciones proactivas necesarias sobre el gas natural de emisión de modo que pueda cumplir con las especificaciones de calidad. Aunque la aplicación MOLAS no esta pensada para facturación, también se puede usar para estimar la cantidad de energía transferida del barco a la planta. Mientra se llega al acuerdo entre todas las partes, la predicción y estimación del GNL por el MOLAS a la llegada del barco puede ser útil como una composición provisional o sustituir, en caso de fallo, al valor de sistema principal de análisis descrito en las secciones 6 (Toma de muestras de GNL) y 7 (Análisis de Gas).

La aplicación MOLAS ofrece dos modelos diferentes: Un Modelo Físico basado en balances de materia y el estado de equilibrio entre la fase líquido y vapor, y un Modelo Estadístico, basado en redes neuronales artificiales, para tener en cuenta las tendencias no lineales debidas a las características específicas de cada barco, la calidad de GNL, los puertos de origen y destino, etc. El Modelo Estadístico utiliza para la predicción una base de datos históricos proporcionados por miembros GIIGNL.

2 Las siguientes compañías Europeas han participado en el proyecto GERG: Enagás (Lider del proyecto), E.ON Ruhrgas AG; GL Industrial Services; GDF SUEZ; Naturgas Energía Transporte, S.A.U.; REPSOL YPF; StatoilHydro ASA


96

MOLAS incorpora una base de datos con información sobre barcos, países, rutas, viajes, puertos, exportadores, etc. El objetivo de la base de datos es recoger la información que normalmente se utiliza en el negocio del GNL tanto del transporte en barco como de las Terminales.

Los interesados en la herramienta MOLAS pueden contactar con el líder del proyecto GERG para obtener detalles sobre las condiciones de acceso: D. Angel Benito, Enagas, e-mail: [email protected] .


97

APÉNDICE 11: INCERTIDUMBRE EXPANDIDA COMBINADA DEL VOLUMEN DE GNL TRANSFERIDO CUANDO EXISTEN VARIOS TANQUES DE GNL En la sección 3.4.1 del presente manual se trata la Incertidumbre en el cálculo del volumen de un único tanque con una capacidad de 26770 metros cúbicos, como ejemplo típico. En la sección 3.4.2 se calcula la incertidumbre combinada relativa del volumen total transferido para un metanero concreto con cinco tanques iguales. Si los tanques del metanero no tienen todos la misma capacidad, se debe emplear la fórmula general descrita en la sección 3.4.2. Con el objeto de simplificar los cálculos, se ha asumido que la incertidumbre relativa del volumen de cada tanque es la misma; es decir, w(V1) = w(V2) = … = w(Vn) = w(Vtanque) = 0.21% (de acuerdo con la sección 3.4.1):

( )

∑

∑

∑

∑

=

=

=

= ×=×

==n

ii

n

ii

n

ii

n

iii

total

totaltotal

V

V

V

VVw

VVu

Vw

1

1

2

1

1

2

%21.0

)()(

)(

Como ejemplo, se muestran los cálculos de un metanero de 140000 m3 para diferentes distribuciones de los tanques: - 5 tanques de 28000 m3 de GNL cada uno: incertidumbre combinada relativa w(Vtotal) = 0.094% - 4 tanques de 31000 m3 de GNL cada uno + 1 tanque de 16000 m3: incertidumbre combinada relativa w(Vtotal) =

0.096% - 4 tanques de 35000 m3 de GNL cada uno: incertidumbre combinada relativa w(Vtotal) = 0.105% - 3 tanques de 40000 m3 de GNL cada uno + 1 tanque de 20000 m3: incertidumbre combinada relativa w(Vtotal) =

0.108% Tenga en cuenta que esta formula determina la incertidumbre relativa con un nivel de confianza del 63% (k=1). Sin embargo, es más habitual expresar la incertidumbre expandida con un nivel de confianza del 95% (k=2), por lo que la fórmula anterior se convierte en:

( )

∑

∑

∑

∑

=

=

=

= ××=×

×==n

ii

n

ii

n

ii

n

iii

total

totaltotal

V

V

k

V

VVw

kVVu

Vw

1

1

2

1

1

2

%21.0

)()(

)(

La incertidumbre combinada expandida es, por tanto, el doble de los valores mencionados anteriormente. GIIGNL 2011

Date post:	08-Dec-2016
Category:	Documents
Upload:	ngoquynh
View:	268 times
Download:	1 times

GNL Custody Transfer Manual

Documents