冷凍輕烴流體自動液位計的一般要求第1部分：海上浮式儲存液化天然氣Refrigeratedlighthydrocarbonfluids—Generalrequirementsforautomatic(ISO18132-1:2011,Refrigeratedhydrocarbonandnonpetrol國家標準化管理委員會國家市場監督管理總局發布國家標準化管理委員會IGB/T37770.1—2022 1 13術語、定義和縮略語 13.1術語和定義 13.2縮略語 2 24.1遵守的安全法規、標準和電氣區域分類原則 24.2設備注意事項 2 3 35.2日常維護及驗證要求 35.3突發故障應對措施 35.4動態響應 35.5最低可測液位 35.6數據過濾和平均值計算 35.7貨艙溫度和/或組成變化補償 4 45.9冗余 45.10數據通信 4 46.1通用要求 46.2安裝位置 46.3貨艙表面的防護 56.4貨艙ATG間的干擾 5 57.1通則 57.2校準的參考標準 57.3準確度要求 57.4讀數分辨率要求 58ATG的重新認證 58.1通用要求 58.2周期認證方法 6 68.4后續校準與重新認證的頻率 6GB/T37770.1—20229ATG的校準記錄 6附錄A(規范性)各種常用ATG的校準與驗證 7附錄B(規范性)雷達ATG的校準與驗證 附錄C(規范性)電容ATG的校準與驗證 附錄D(規范性)伺服ATG的校準與驗證 附錄E(資料性)LNG液位計量的準確度影響 附錄F(資料性)伺服ATG準確度測試的相關測量不確定度 ⅡGB/T37770.1—2022本文件按照GB/T1.1—2020《標準化工作導則第1部分：標準化文件的結構和起草規則》的規定起草。本文件是GB/T37770《冷凍輕烴流體自動液位計的一般要求》的第1部分。GB/T37770已經發布了以下部分：本文件修改采用ISO18132-1:2011《冷凍輕烴流體和非石油基液化氣自動液位計的一般要求本文件與ISO18132-1:2011相比做了下述結構調整：本文件與ISO18132-1:2011的技術差異及其原因如下：——增加了“不適用于加壓儲罐用ATG”的界定，更改了內容提要，使其更準確、清楚(見第1章),以提高文件的適用性；——刪除了術語中的貿易交接計量系統(見ISO18132-1:2011年版的2.1.4),因本文件未使用； 將表述參考標準測量結果的不確定度的條款由推薦型更改為要求型(見7.2.1),以與7.2.2.本文件做了下列編輯性改動： 用資料性引用的GB3836.1替換了IEC60079-0(見4.2.1);——增加了資料性引用的GB/T24964(見5.7、E.2、E.5)和GB/T24959(見5.7);請注意本文件的某些內容可能涉及專利。本文件的發布機構不承擔識別專利的責任。本文件由全國石油天然氣標準化技術委員會(SAC/TC355)提出并歸口。大流量計量站成都分站、廣東大鵬液化天然氣有限公司、國家管網集團北海液化天然氣有限責任公司、ⅢGB/T37770.1—2022本文件為GB/T37770《冷凍輕烴流體自動液位計的一般要求》的第1部分。GB/T37770擬由——第1部分：海上浮式儲存液化天然氣自動液位計。目的在于對海上液化天然氣運輸船或浮式——第2部分：岸上冷凍型儲罐用自動液位計。目的在于對儲存在岸上儲罐中接近大氣壓的液化——第3部分：液化石油氣和化學氣海上運輸船和浮式儲存用自動液位計。目的在于對液化石油氣和化學氣海上運輸船和浮式儲存交接計量所使用的自動液位計(ATG)的安全注意事項、設本文件修改采用ISO18132-1:2011,并結合國內發布的相關標準進行編制，相比ISO18132-1:IVGB/T37770.1—2022冷凍輕烴流體自動液位計的一般要求第1部分：海上浮式儲存液化天然氣本文件規定了用于液化天然氣(LNG)海上運輸船或浮式儲存貿易交接計量用自動液位計(ATG)的安全注意事項、設計、安裝、準確度、校準與驗證、校準記錄等的一般要求。本文件適用于完全冷藏(即在低溫條件下)或部分冷藏且壓力等于或者接近大氣壓的LNG儲罐用ATG,不適用于加壓儲罐用ATG。2規范性引用文件本文件沒有規范性引用文件。3.1術語和定義下列術語和定義適用于本文件。3.1.1在貨艙中安裝的連續計量液體高度(實高或空高)的儀表。3.1.2ATG計量系統automatictankgaugingsystem;ATGsystem由貨艙中的ATG儀表和處理并顯示來自ATG儀表的輸出信號，以及確定液位所需的任何其他參數(如液體/蒸發氣界面)的控制和顯示單元構成的系統。3.1.3電容ATGcapacitance-typeATG使用垂直安裝在貨艙的同軸鋁套管中的電極檢測LNG的介電常數從而確定液位的ATG。3.1.4伺服ATGfloat-typeATG浮子ATG使用浮子檢測液位的ATG。1GB/T37770.1—20223.1.5雷達ATGradar-typeATG微波ATGmicrowave-typeATG3.2縮略語ATG:自動液位計(AutomaticTankGauge)FSO:浮式儲存和卸載(FloatingStorageandOffloading)IACS:國際船級社協會(InternationalAssociationofClassificationSocieties)LNG:液化天然氣(LiquefiedNaturalGas)4一般安全注意事項4.2設備注意事項用于電氣分類區域的ATG的所有電氣部件應滿足電氣區域分類標準(見GB3836.1)。它們應符為減少蒸發氣從貨艙中逸出，ATG的設計應確與LNG或其蒸發氣接觸的ATG的所有部件應與接觸物化學兼容，以避免LNG污染和腐蝕ATG。2GB/T37770.1—2022設計的ATG應能承受其部件和貨艙的熱脹冷縮。此外，并應能以適當的方式對這種熱脹冷縮引起的液位計量誤差進行補償。ATG的設計和安裝應經過型式認證。通常是對ATG進行系列具體的型式試驗后進行認證批準。4.2.7在交接計量服務中使用ATG本文件中未列出的ATG,如果被認定與本文件中的ATG相似，是LNG貿易交接合同各方認可的5.1通則本章設計要求適用于所有類型的LNG運輸船、FPSO和FSO的ATG,也許不在ATG制造商的技除伺服ATG之外，其余類型的ATG可連接到計算機系統，用于處理它們的輸出信號、顯示液位、溫度和其他參數。在本文件中未對ATG計量系統的所有設計要求進行規定。所有ATG應能承受貨艙內的蒸發氣壓，并在不損害貨艙完整性的情況下對其進行日常維護。包括儲罐使用中在儲罐高低液位處對ATG準確性的驗證。ATG應配備一種每次貿易交接時驗證ATG正常功能的設備。5.3突發故障應對措施ATG的設計應最大程度地減少故障的頻率和嚴重程度，并應具有自我診斷功能。系統正常運行所5.4動態響應ATG應具有足夠的動態響應，以便跟蹤貨艙填充或排空期間最大速率的液位。伺服ATG通常安裝在導向管中，以保護它們不受貨艙中LNG的沖擊。為確保貨艙內液位與導向管液位一致，在導向管5.6數據過濾和平均值計算ATG計量系統應設計為能夠自動掃描、平均/過濾和顯示每個貨艙中的液位數據。常規做法是使用5個連續讀數來計算平均液位，用于查詢貨艙容量表中平均液位對應的液體體積。在ATG計量系統中應提供內部過濾算法，以減在一定數量的讀數或規定的時間段內取平均值。這樣的過濾器可能會導致一個顯著的延遲，可能會在3GB/T37770.1—2022為確保測量結果準確，ATG獲得的液位應根據相應貨物的溫度、壓力或組成變化進行補償(見每個貨艙應安裝兩個ATG。其中一個應指定為主ATG,另一個則應指定為輔助ATG。主ATG故障不應影響輔助ATG,反之亦然。船上ATG的性能指示是否正常。2)模擬信號傳輸，就地顯示和遠程讀數之間的差值應在3mm內(就地顯示和遠程讀數可能6安裝6.1通用要求ATG安裝于球型艙垂直軸附近或矩形艙船尾附近。所有安裝均應有保護ATG免受物理損壞的4GB/T37770.1—20226.3貨艙表面的防護6.4貨艙ATG間的干擾在貨艙內安裝兩個或多個ATG,不應造成ATG之間的干擾。干擾包括電磁干擾，還有4.2.5所述的熱脹冷縮干擾情況。此外，貨艙內的貨艙結構設計和其他電氣裝置不應干擾ATG的測量。條件變化和船艙運動的影響。在校準過程中，準確度也會受到手動測量參數的誤差7.2校準的參考標準校準的參考標準應溯源到國家計量機構。當運用校準結果進行校正時，參考標準測量結果的不確對安裝在船上之前的ATG進行測試的參考標準的最大允許誤差為±1mm,并進行校正。對安裝在貨艙上但在投入使用之前的ATG進行測試，其參考標準的最大允許誤差應為ATG量程的0.002%或士1mm,取兩者中數值較大者用于校正。7.3準確度要求ATG的準確度應為：a)在安裝前的受控試驗環境中測試時的固有誤差(基本誤差)在士3mm范圍內；b)在船上安裝之后但在貨艙投入使用之前的基本誤差在±5mm范圍內。某些已有ATG可超出此誤差范圍。因經各方認可的庫存備用ATG,其基本誤差可超出上述誤差。7.4讀數分辨率要求ATG的讀數分辨率應滿足如下要求：a)校準或驗證時不大于1mm;b)正常操作運行時為1mm。8ATG的重新認證在貿易交接計量中使用的ATG應定期進行重新認證。該過程通常涉及驗證ATG的準確度，如有56GB/T37770.1—2022需要，將根據校準參考值重置或調整ATG。調整或校準通常應由經授權的服務工程師開展，其結果由合格的第三方進行認證。在操作過程中對貨艙中的主ATG和輔助ATG進行比較，以及將ATG與貨艙內的固定基準點進行比較，均視為ATG驗證。這兩種方法不是本文件定義的ATG的校準。在貿易交接計量期間，不應僅僅根據觀察主ATG和輔助ATG之間的較大差異來調整ATG。LNG交接計量應用中的ATG應根據當地法規或LNG銷售合同的締約方的要求進行定期重新認證。8.2周期認證方法8.3最大允許誤差ATG和參考標準的基本誤差應與7.2.3和7.3b)中所述要求一致。8.4后續校準與重新認證的頻率后續校準與重新認證的頻率通常在LNG購銷協議中規定，并可受到國家或地方法規和國際標準的約束。重新認證通常安排與IACS檢查時間一致。該頻率還宜考慮ATG制造商的建議。9ATG的校準記錄應留存所有ATG校準記錄文件。校準與認證記錄應供參與貿易交接計量的各方進行監督檢查。ATG的所有調整應記錄在再次校準的證書中。7GB/T37770.1—2022(規范性)各種常用ATG的校準與驗證本文件未提及的ATG如果符合7.3中規定的允許誤差和其他一般要求，也可用于LNG海上貿易交接計量。用于LNG海上貿易交接計量的ATG的安裝和使用應符合國家法規和買賣合同要求。b)電容ATG;c)伺服ATG。注：以上所列不包括所有的ATG,并且列出的順序與該技術的優劣無關。A.2校準與驗證ATG的準確度受多種因素的影響(見附錄E)。在下列情況和地點進行校準與驗證：a)裝運前，在制造車間進行工廠驗收測試(見7.2.2);c)貿易交接作業前驗證；d)后續定期校準與重新認證(見第8章)。A.3校準時調零ATG安裝在運輸船的貨艙上后，驗證前應對ATG進行調零。應在預裝LNG的溫度、組成和密度條件下進行ATG調零，以準確顯示從貨艙底部的基準點測量的液位深度，或從頂部基準點測量的液位空高(有時用)。A.4影響準確度測試的參考標準的溯源國際法制計量組織(OIML)規定了ATG校準鋼尺溯源到如下基準或標準：a)國家基準(保存在國家計量部門);b)參考標準(可溯源到國家基準，保存在組織總部并在國家計量部門備案的標準鋼尺);c)工作標準(可溯源到國家基準，并保存在組織分支機構中用參考標準的校準過的鋼尺)。具體試驗程序根據ATG技術或設計確定。準確度測試的結果應與本文件的要求一致。8GB/T37770.1—2022(規范性)雷達ATG的校準與驗證B.1通則雷達ATG應至少具備一種驗證模式，以便貨艙使用時在接近正常安全填充高度的液位上進行驗證。雷達ATG的誤差應不超過本文件的規定。9GB/T37770.1—2022b)應配備驗證參考裝置，用于建立距計量基準點已知精確距離的固定基準點，以對ATG進行c)應有防止貨艙底部信號回波造成不利影響的措施。B.2工廠驗收測試工廠驗收測試見ATG制造商提供的校準方法和程序。ATG的測試是在整個導向管上多個開孔處進行，ATG讀數應與7.2.2中描述的基本誤差范圍內的參考標準值一致。按ATG制造商推薦的具體程序進行：a)激活ATG,在校準/驗證模式下進行操作；b)設定ATG,與所選擇的預設固定基準點一致；c)驗證ATG讀數是否與參考標準距離值一致，即是否在7.3規定的基本誤差范圍內。B.4貿易交接操作前的驗證計量交接前的驗證應包括ATG讀數與位置精確已知的固定基準點進行比較。根據不同的ATG技術，應優選在運輸船貨艙的正常填充高度附近驗證或通過靠近貨艙頂部或底部的基準點進行比較并驗證。GB/T37770.1—2022(規范性)電容ATG的校準與驗證C.1通則電容ATG由安裝在貨艙中的電極、控制室中的控制和顯示單元組成。電極由兩個同軸鋁管組成，貨艙底部垂直安裝到貨艙頂部。電容ATG的準確度取決于內管與外管間距的準確度和電極的長度。控制和顯示單元根據貨艙電極計量的電容來計算液位，并顯示結果(見圖C.1)。標引序號說明：1——電極；2——饋通；3——控制單元；4——顯示單元；5——打印機；6——底座；7——ATG;8——ATG計量系統。圖C.1電容ATG示例LNG的介電常數受其化學組成影響，并且由于蒸發氣體組成而改變。因此，電容ATG的液位計量應基于LNG的實際介電常數而非典型值(即1.67)。實際上，在計量時LNG的實際介電常數用于液GB/T37770.1—2022位相交的電極下方的電極檢測。C.2工廠驗收測試a)隨機選擇電極的線性測試和長度計量：待測試的電極數量通常由有關各方決定；b)通過參考標準電容器的輸入電容來進行控制和顯示單元的模擬測試；c)以上測試結果的均方根(RMS)的最大值作為電容ATG的最大允許誤差：確保允許誤差在7.3見ATG制造商推薦的具體程序。C.3在船上貨艙內的安裝除了第6章所述的安裝ATG的要求外，電容ATG的計量準確度很大程度上取決于貨艙中電極的安裝在船上之后，使用前對電容ATG應進行校準與驗證。計量系統能在沒有參考標準電容的情況下進行自循環驗證。C.5貿易交接操作前驗證在某些情況下，能夠通過自診斷特性來驗證計量交接之前的電容ATG的功能。沒有配備自診斷功能的ATG驗證可以用試運行的性能和設備輸出檢查作為替代。GB/T37770.1—2022(規范性)伺服ATG的校準與驗證D.1通則伺服ATG包括浮子、隔板上儀表頭上的卷筒以及連接浮子和卷筒的鋼尺或鋼絲。當浮子到達液面并且部分浸入時，浮子的浮力變化使得能夠檢測到液體表面。應提供修正表以補償由于蒸發氣溫度的變化而引起的液體密度變化和浮子鋼尺或鋼絲收縮，從伺服ATG應能承受因運輸船運動引起的貨艙內波浪。為保護伺服ATG不受損壞，浮子可能需要安裝在有孔的導向管中。在不使用浮子的情況下，應將浮子升高到頂部存儲位置。伺服ATG通常包括以下組件(見圖D.1):a)跟隨貨艙中液位垂直運動的浮子；b)固定在浮子上，用于計量其位置的鋼尺或鋼絲；c)防止浮子水平移動的導向管；e)為鋼尺或鋼絲提供必要張力的設備；f)上下浮動的設備；g)在不使用時將浮子鎖定在適當位置的設備或裝置；h)貨艙內有足夠保護設施，以避免貨艙底部受浮子撞擊。GB/T37770.1—2022 7——ATG;8——ATG計量系統圖D.1伺服ATG示例D.2工廠驗收測試b)浮子自重；c)浮子的浸入液位；e)懸置鋼尺或鋼絲的長度；h)恒張力彈簧的作用；其余要求見ATG制造商建議的具體程序。GB/T37770.1—2022應按照以下步驟進行校準與驗證。a)將浮子降低到基準板。b)在就地和遠程顯示器上設置ATG讀數，讀數與H和h之和一致，H為貨艙底部與基準板或止動件頂面之間的垂直距離，h為浮子在假定的LNG密度下漂浮時計算的浸沒液位。為1m。讀取附著校準鋼尺的測量值作為測量的偏移。d)將手柄上的浮子上浮至貨艙高度大約20%位置。f)將浮子上浮至貨艙高度的80%位置。重復c)。g)將浮子上浮，直至其停止在頂部存儲位置。將就地顯示器的指示記錄為頂部參考點。h)將浮子降低到貨艙底部以分離校準鋼尺。i)計算伺服ATG的就地和遠程顯示的每次讀數偏差，其結果應在7.3b)給出的基本誤差范注1:底部基準點與球形儲罐的垂直中心軸線底部重合。注3:測量貨艙大氣溫度用于校準鋼尺補償。注5:除認證校準鋼尺(工作標準)引入的校準不確定度外，上述試驗程序引入的測量結構的不確定度主要與人工操作相關。伺服ATG準確度測試的擴展不確定度估計為2mm(見附錄F)。D.4貿易交接計量前驗證初始校準時的讀數進行比較驗證。GB/T37770.1—2022未(資料性)LNG貨艙的尺寸可隨溫度和其他因素而變化。將影響從貨艙液位到容積的轉換。垂直方向尺寸的變化也將改變先前存儲在ATG計量系統中的預先建立的液位基準點。如果不校正，將影響安裝在頂部甲板上的ATG的準確度。LNG組成與LNG的物理性質(例如密度、介電常數)和貨艙環境條件(例如蒸發氣壓力、蒸發氣溫度和液體溫度)將影響不同類型ATG的液位測量準確度。宜針對此類影響進行校正，校正方法見GB/T24964。GB/T37770.1—2022(資料性)伺服ATG準確度測試的相關測量不確定度表F.1顯示了LNG運輸船上伺服ATG在船廠安裝之后，但在貨艙投入使用之前的準確度測試中所涉及的不確定因素分量。在后續進行定期準確度測試時可參考表F.1。表F.1伺服ATG準確度測試的相關測量不確定度測量不確定度的來源測量不確定度mm評定類型鋼尺引入的測量不確定度分量鋼尺的分辨率B校準鋼尺的測量不確定度B鋼尺重量的影響B測量重復性A自動液位計引入的測量不確定度分量液位計的分辨率B固定手柄的不穩定性B浮子鋼尺的膨脹B刻度讀數測量重復性A其他溫度測量儀表B連接浮子和鋼尺的夾縣B合成標準不確定度包含因子2—擴展不確定度—注1:在95%的置信度下，3個測量值的平均值的誤差預估在2mm以內。注2:A類是通過一系列觀察結果的統計分析來評估不確定性的方法。注3:B類是除一系列觀察結果的統計分析以外的不確定性評估方法。[1]GB3836.1爆炸性環境第1部分：設備通用要求[4]ISO6578Refrigeratedhydrocarbonliquids—Staticmeasurement—Calculationprocedure[5]ISO13398Refrigeratedlighthydrocarbonfluids—Liquefiednaturalgas—Procedureforcustodytransferonboardship[6]ISO/IECGuide983Uncertaintyofmeasurement—Part3:Guidetotheexpressionofun-certaintyinmeasurement(GUM:1995)[7]IEC60079-0Explosiveatmospheres—PartO:Equipment—Generalrequirements[8]IACSUnifiedRequirementsE10[9]APIManualofpetroleummeasurementstandards,Chapters3.5and3.6[10]APIRP500Recommendedpracticeforclassificationoflocationsforelectricalinstal-lationsatpetroleumfacilities[11]APIRP2003Protectionagainstignitionsari