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Medida de la energía en la industria del gas natural. Introducción y generalidades

Francisco Javier Lezaun Navarro </br>Susana Avila Calzada; Concepción Rabinal Ballano; Susana Sanz Barberán; Angel Benito Hernáez
Francisco Javier Lezaun Navarro
Susana Avila Calzada; Concepción Rabinal Ballano; Susana Sanz Barberán; Angel Benito Hernáez
Enagás S.A. Dirección de Tecnología e Innovación. Unidad de Innovación y Desarrollo – Laboratorio Central

El gas natural está formado principalmente por metano en proporción superior al 70 % junto con hidrocarburos saturados de bajo peso molecular: etano, propano, butanos, pentanos, etc. Adicionalmente suele contener anhídrido carbónico y nitrógeno.

Esta fuente primaria de energía proviene desde los yacimientos subterráneos, terrestres u oceánicos y es transportada hasta el usuario final por medio de gasoductos terrestres o submarinos. Cuando las circunstancias geográficas, geopolíticas o económicas no lo permiten, o simplemente cuando la distancia a recorrer así lo aconseja, el gas natural se licua y se transporta en buques metaneros a las plantas de regasificación en donde se almacena y, posteriormente, se gasifica para su transporte por la red de gasoductos.

Si bien es también utilizado como materia prima en determinados procesos de la industria química, el uso fundamental del gas natural es como fuente de energía, principalmente en procesos de combustión. Como consecuencia, las propiedades del mismo que son objeto de medida son las relacionadas con su combustión y con la energía que ésta desprende.

Este es el primero de dos artículos con los que se pretende difundir las particularidades de la medida de la energía en la industria del gas natural en las diferentes etapas existentes, desde la entrada del gas natural al sistema gasista, hasta su entrega al usuario comercial y doméstico final, pasando por los diversos puntos de intercambio de energía entre transportistas, distribuidores, comercializadores, grandes consumidores, etc.

Este artículo pretende introducir al lector en el campo de la industria del gas natural, en donde hay que medir no solamente en fase gaseosa (GN) sino también en fase líquida (GNL). Así mismo presenta las ecuaciones, normativa e instrumentación fundamentales. El siguiente artículo profundizará en aspectos metrológicos, que mostrarán el esfuerzo que la industria del gas está realizando para determinar la energía con la mayor exactitud posible disminuyendo constantemente la incertidumbre asociada, conforme el avance de la tecnología lo permite.

Natural gas is a hydrocarbon gas mixture consisting primarily of methane, with up to 30 % concentration of other light hydrocarbons such as ethane, propane, butanes, and pentanes. Additionally, natural gas may contain carbon dioxide and nitrogen.

This primary source of energy is found in deep underground or undersea natural rock formations associated or not with other hydrocarbons. Natural gas is transported from the fields to the final users by a pipeline network either off or on shore. When geographic structures, geopolicy situations or economical reasons make not feasible the transportation by long pipelines, the natural gas is liquefied and transported in ship carriers to the regasification plants where is stored in tanks until is become gas and send out to the pipeline network.

Although natural gas is used as raw material in some chemical industry processes, the main consumption is as energy source in combustion processes. Consequently, the natural gas properties related to the combustion and the released energy are the most important to be measured.

This is the first of two articles that intends to disseminate the particularities of energy measurement in the gas natural industry in each step, from the inlet of natural gas to the transmission network to final delivery to the user, passing through different points or interfaces of custody transfer between transmission and distribution companies, marketers, big consumers, etc.

This article expects to introduce to the reader in the field of natural gas industry, where is necessary to measure the gas in both phases, gas (NG) and liquid (LNG). Additionally, fundamental equations, national and international standards and instrumentation are presented. Next article will go into more depth in metrological aspects, showing the effort the gas industry is making to determine the energy as accurate as possible, reducing the associated uncertainty as the new technologies and procedures become feasible.

Objetivo

El presente artículo aborda las particularidades y características de la industria del gas natural desde el punto de vista de la medida de la energía, que se puede obtener de él mediante su empleo como combustible. Dicha medida se lleva a cabo en el gas natural tanto en fase líquida (GNL) como en fase gaseosa (GN).

El artículo describe los diversos puntos de intercambio de custodia en donde es necesario medir la energía, las ecuaciones fundamentales, la instrumentación necesaria, la normativa y procedimientos aplicables.

El gas natural

El gas natural está constituido por un conjunto de hidrocarburos entre los que el metano se presenta en proporción superior al 70 %. Se obtiene de la naturaleza bien en los campos petrolíferos disuelto o asociado al crudo del petróleo, bien en solitario junto a pequeñas cantidades de otros hidrocarburos o gases. Aunque no existe una teoría rigurosa sobre su formación, se considera que su origen es el mismo que el del petróleo.

Los componentes que acompañan al metano en el gas natural son hidrocarburos saturados de bajo peso molecular, tales como etano, propano, butanos, pentanos, hidrocarburos superiores e, incluso, aromáticos y cíclicos. Además, suele contener dióxido de carbono, nitrógeno y, en algunos casos, también ácido sulfhídrico, oxígeno e hidrógeno.

No todos los gases naturales son idénticos, sino que su calidad depende del yacimiento. Por tanto sus propiedades físicas, que dependen de su composición, también presentan la misma dependencia.

Entre las características del gas natural se pueden destacar las siguientes:

  • Es una sustancia incolora e inodora.
  • No presenta toxicidad y no ataca a los materiales más comunes.
  • Es más ligero que el aire.
  • En su combustión presenta una tasa de CO2 por unidad de energía producida menor que otros combustibles.
  • Las emisiones de NOx y SO2 durante la combustión son asimismo menores que las de otros combustibles.

Si bien es también utilizado como materia prima en determinados procesos de la industria química, el uso fundamental del gas natural es como fuente de energía, principalmente en procesos de combustión. Como consecuencia, las propiedades que son objeto de medida son las relacionadas con su combustión y con la energía calorífica que de ésta se desprende.

La industria del gas natural

El gas natural recorre un largo camino para llegar desde el yacimiento donde se obtiene hasta el consumidor final. Factores como la distancia, los accidentes geográficos y las situaciones geopolíticas determinan la manera más adecuada de transportarlo: bien en fase gaseosa por medio de gasoductos, bien en fase líquida en buques metaneros.

El transporte por gasoducto fue el primero que se desarrolló y sigue siendo el más importante. Sin embargo, deja de ser rentable en determinadas condiciones de distancia y número de países que debe atravesar. Este tipo de transporte está indicado para distancias cortas (siendo más restrictivos en el caso de un gasoducto submarino), mientras que el transporte como GNL generalmente es aconsejable para distancias superiores a 3 000 km. El comercio de GNL está creciendo a un ritmo mayor que el de gasoducto y tiene un mayor potencial, principalmente debido a una mayor flexibilidad, diversificación y seguridad de suministro.

A continuación se describen las principales etapas de la cadena del gas natural desde el origen hasta el consumidor final, en donde se hace uso de esta fuente de energía (figura 1):

Figura 1
Figura 1.Cadena del gas natural. [En esta figura, y en las sucesivas, el gas natural en fase gaseosa se representa en color verde mientras que el azul indica en fase líquida].
  • Exploración y Producción: La exploración es la etapa inicial en la cadena de gas natural, en la cual se realizan los estudios necesarios para descubrir, identificar y cuantificar las acumulaciones de hidrocarburos gaseosos. En el supuesto de que los estudios demuestren la viabilidad técnico-económica del yacimiento, se continúa con su plan de desarrollo y se inicia la fase de producción, en la que se incluye el conjunto de actividades que permite su extracción y su separación del petróleo (en caso de tratarse de gas asociado).
  • Tratamiento: En esta etapa se acondiciona el gas, mediante secado, filtrado y desulfurado del mismo.
  • Transporte: Es el conjunto de actividades necesarias para recibir, trasladar y entregar el gas natural desde un punto de producción a un punto de distribución / almacenamiento.
    • Transporte por gasoducto. El gas (GN) es transportado a altas presiones, en el rango de 8-10 MPa (80-100 bar). Los gasoductos pueden también discurrir por el fondo de lagos y mares, en cuyo caso la tendencia es a elevar la presión por encima de los 20 MPa (200 bar) para reducir así los diámetros de las conducciones y sus dificultades constructivas.

    Una red de transporte puede incluir una serie de infraestructuras para su gestión y operación:

    • Almacenamientos subterráneo: permiten almacenar grandes cantidades de gas en el subsuelo (terrestre o marítimo) con el objetivo de ajustar la oferta y la demanda.
    • Estaciones de compresión: elevan la presión del gas mediante compresores centrífugos para optimizar la capacidad de transporte de los gasoductos.
    • Estaciones de regulación y medida: permiten disminuir la presión del gas y medir la cantidad de energía entregada a las redes de distribución.
    • Transporte marítimo. El gas natural es transportado en fase líquida, para lo cual son necesarias una serie de infraestructuras adicionales:
    • Planta de licuefacción: El gas se somete a un proceso de licuación a presión atmosférica, alcanzando temperaturas próximas a 113 K (-160 ºC). El GNL así obtenido es almacenado en los tanques de la planta hasta su carga en los buques metaneros.
    • Buques metaneros: Están especialmente diseñados para transportar el GNL a temperaturas criogénicas y a presión cercana a la atmosférica. En la actualidad, alcanzan una capacidad de transporte de 250 000 m3.
    • Planta de regasificación: En estas instalaciones se produce la descarga de los buques metaneros. El GNL es almacenado en tanques hasta que se regasifica y se presuriza para su inyección en los gasoductos de transporte. En estas plantas también se carga GNL en camiones cisterna, que abastecen a plantas satélites ubicadas en puntos de consumo a los que no llegan los gasoductos.
  • Distribución: Conjunto de actividades que permite recibir el gas natural procedente de las redes de transporte y conducirlo hasta los puntos de consumo. En España, las redes de distribución transportan el gas a presión inferior o igual a 1,6 MPa (16 bar).

Interfases de determinación de la energía del gas

El negocio del gas natural requiere determinar la energía que se entrega al usuario final que, dependiendo de su nivel de consumo, es considerado como cliente doméstico, comercial, industrial o gran consumidor. En función de la presión o caudal de gas requeridos, el suministro se realiza desde una red de transporte o desde una de distribución regional o local.

La entrega del gas se efectúa a través de una serie de etapas intermedias en las que pueden estar implicados diversos agentes: operadores de transporte de GNL o GN, distribuidores regionales y distribuidores locales. La energía intercambiada entre ellos (o dentro de las instalaciones de un mismo agente) debe medirse para su control y facturación.

En la figura 2, los números del 1 al 15 representan las diferentes interfases o puntos de transferencia de custodia que pueden existir en una cadena de suministro de gas natural.

Figura 2
Figura 2. Interfases de medida de energía en la cadena del gas natural.

Cuando las transferencias se efectúan en fase gaseosa, la regulación vigente [1] establece, para cada interfase, los equipos de medida que deben ser instalados, así como los procedimientos para su calibración y verificación metrológica periódicas. A nivel internacional, existe asimismo una norma [2] que define los sistemas de medida más habituales para cada magnitud y sus fuentes principales de incertidumbre.

En el caso de transferencias comerciales de gas natural en fase líquida, los sistemas de medida están instalados en los buques metaneros y en las plantas de licuefacción/regasificación. En este caso los tipos de equipos, así como las buenas prácticas de medición aceptadas internacionalmente, están establecidas en [1], [3] y [4].

En la tabla 1 se presentan una serie de ejemplos concretos, que ponen de manifiesto la importancia económica de una correcta medida de la energía en las transferencias de gas entre diversos agentes.

Tabla 1
Tabla 1. Ejemplos de la importancia económica de una correcta medida de la energía.

Procesos de medida y de cálculo de la energía

Los procesos de medida y de cálculo de la energía, en las diferentes interfases de la cadena de suministro del gas natural, varían en función de la fase en que se encuentra: líquida o gaseosa.

Fase líquida

El proceso habitual comprende la carga de buques metaneros en las plantas de licuefacción (interfase 1) y su descarga en las plantas de regasificación (interfase 2). No obstante, debido a exigencias comerciales, cada vez es más frecuente tanto la carga de buques con el GNL almacenado en los tanques de las plantas de regasificación, como la transferencia entre buques.

En España, sólo existen plantas de regasificación. El proceso que se lleva a cabo en las mismas se representa esquemáticamente en la figura 3.

Figura 3
Figura 3. Diagrama de flujo de una planta de regasificación.

Carga / descarga de buques metaneros (interfases 1 y 2)

La determinación de la energía transferida desde un buque metanero a una planta, o viceversa, viene establecida en las referencias [3] y [4] y se lleva a cabo de acuerdo a la ecuación 1.

Fórmula1
E Energía transferida
VGNL Volumen transferido
ρGNL Densidad de líquido
(Hm)S Poder calorífico superior del GNL vaporizado, en base másica
Egas retornado Energía retornada en fase gaseosa que reemplaza al GNL transferido
Eautoconsumos buque Energía del gas consumido por el buque durante la transferencia

En la figura 4 se refleja la localización de la instrumentación y de los equipos relacionados con la determinación de cada parámetro.

Figura 4
Figura 4. Localización de la instrumentación y equipos relacionados con la determinación de la energía transferida buque-planta.

La determinación de VGNL se realiza a partir de la diferencia del volumen de GNL medido a bordo al inicio y al final del proceso de carga/descarga. Para ello:

  • Se mide la altura del líquido en cada uno de los tanques del buque.
  • Se realizan las correcciones necesarias, dependiendo del tipo de medidor de nivel.
  • Con la altura corregida se calcula el volumen de GNL, en función de las tablas de calibración (aforo) que relacionan la altura con el volumen.
  • Se calcula el volumen total como la suma de los volúmenes de cada uno de los tanques.

Cada tanque está equipado con dos medidores de nivel basados en dos principios de medida diferentes (capacitancia eléctrica, flotación, radar o láser), de acuerdo a la normativa existente [5], [6] y [7]. Uno de ellos es considerado instrumentación principal (primario) y el segundo instrumentación auxiliar (secundario); éste es utilizado en caso de fallo del primario.

La determinación de ρGNL se realiza de acuerdo a la normativa vigente [8], a partir de:

  • La medida de la temperatura del GNL.
  • La composición del GNL transferido, que se realiza de acuerdo a normativa [9]. Este proceso incluye las siguientes operaciones:
    • Toma de muestra representativa del líquido.
    • Vaporización de la muestra y acondicionamiento de la muestra para su análisis.
    • Análisis de la muestra por cromatografía.
  • La determinación de (Hm)S se realiza a partir de la composición del GNL, mediante el método de cálculo recogido en la normativa [10].

Finalmente, aunque representan un porcentaje muy pequeño respecto a la energía total transferida, también es necesario considerar los dos términos que se describen a continuación:

  • Durante la carga/descarga, parte de la energía es retornada a la planta/ buque en forma gaseosa para mantener estable la presión en los tanques. La determinación de esta energía, Egas retornado, se realiza a partir de la composición del gas obtenida mediante cromatografía en la planta y las medidas de presión y temperatura obtenidas del buque. El volumen considerado para su cálculo corresponde al del GNL transferido.
  • La energía consumida por el buque metanero como combustible, Eautoconsumos buque, se calcula multiplicando la diferencia de lecturas de un contador de volumen, tomadas al inicio y final de la operación de carga/descarga, por el poder calorífico del gas.

Carga de cisternas de GNL (interfases 3, 4 y 5)

La determinación de la energía entregada en cada cisterna (interfase 3) viene establecida en la referencia [1]. Su cálculo se realiza de acuerdo a la ecuación 2:

Fórmula2
E Energía cargada en la cisterna
MGNL Masa del GNL cargado
(Hm)S Poder calorífico superior del GNL vaporizado, en base másica
  • El peso neto, MGNL, se determina en una báscula, por diferencia entre las pesadas de del camión cisterna lleno y vacío.
  • El poder calorífico, (Hm)S , se calcula a partir de la composición del GNL [9], obtenida tras su vaporización, de acuerdo a la norma existente [10].

La báscula y el resto de equipos utilizados para la medición están sometidos a control metrológico [11] y [12] a fin de garantizar su exactitud dentro de los rangos establecidos.

Los camiones cisterna transportan el GNL hasta las instalaciones de distribuidores o clientes comerciales (interfases 4 y 5) en donde posteriormente es regasificado.

En la tabla 2 se resumen los equipos e instrumentación básica para la determinación de la energía según el tipo de interfase.

Tabla 2
Tabla 2.Instrumentación y métodos para la medida en fase líquida.

Fase gaseosa

La transferencia del gas en fase gaseosa se realiza habitualmente en:

A) Estaciones de medida fiscal, con o sin reducción de presión, dotadas de líneas con la instrumentación necesaria para la medida de grandes cantidades de energía (interfases 6, 7, 8, 12, 13, 14 y 15).

B) Estaciones de medida fiscal, habitualmente con regulación de presión, para la medida de la energía entregada a pequeños-medianos consumidores (interfases 9, 10 y 11).

Tras una etapa de filtrado del gas para eliminar las pequeñas partículas y el polvo que pueda arrastrar, y un calentamiento en el caso de puntos de transferencia con reducción de presión, el volumen del gas se mide y totaliza referido a unas condiciones de presión y temperatura preestablecidas. Posteriormente, al volumen se le asocia un valor del poder calorífico con el fin de determinar la energía calorífica del gas.

Para el cálculo de la energía contenida en el volumen del gas que circula por una tubería, se utiliza la ecuación 3:

Fórmula3
E Energía contenida en el gas
Vb Volumen de gas en condiciones de base
HS Poder calorífico superior del gas

Para el cálculo del volumen de gas en condiciones de base, transferido durante un determinado periodo de tiempo, se han de obtener las siguientes magnitudes, en las condiciones de medida o suministro:

Vm Volumen de gas en condiciones de medida
P Presión absoluta en el punto de medida
T Temperatura absoluta en el punto de medida

Dado que las condiciones de presión y temperatura del gas pueden variar durante el periodo de medida, es necesario referenciar el volumen a unas condiciones termodinámicas preestablecidas, según el método normalizado [13], con lo que se calcula el volumen en condiciones de base:

Fórmula4
C Factor de conversión del volumen
Pb Presión absoluta en condiciones de base
Tb Temperatura absoluta en condiciones de base
Z Factor de compresibilidad en condiciones de medida
Zb Factor de compresibilidad en condiciones de base

El factor de compresibilidad del gas Z es la relación entre el volumen molar de gas real y el volumen molar de gas ideal. Se calcula mediante un método normalizado [14] en el que las variables de entrada son la composición del gas natural, la densidad relativa respecto a la del aire, la presión y la temperatura absolutas.

Las condiciones de base comúnmente utilizadas son:

  • condiciones normales (T = 273,15 K; P = 0,101325 MPa)
  • condiciones estándar (T = 288,15 K; P = 0,101325 MPa)

El poder calorífico, HS, correspondiente al volumen Vb se calcula mediante el método normalizado [10] a partir de la composición del gas, considerando una temperatura de los gases producto de la combustión de 273,15 K.

La instrumentación básica necesaria para la realización de las medidas y la determinación de la energía, según el tipo de interfase, se refleja en la tabla 3 y se describe a continuación.

Tabla3
Tabla 3.Instrumentación y métodos para la medida en fase gaseosa.

Medidor de caudal / Contador

El medidor de caudal /contador de volumen es el elemento principal de una línea de medida de gas. Suministra la información necesaria para calcular Vm. Pueden ser de dos tipos [15], [16], [17], [18]:

  • volumétricos (membranas deformables o pistones de desplazamiento rotativo), preferentemente usados en interfases con baja presión y pequeño caudal, p.e. cliente comercial y doméstico.
  • no volumétricos (caudalímetros tipo turbina o ultrasónicos), utilizados a nivel industrial con salida de señales eléctricas a un conversor de volumen.

En la figura 5 se muestra un ejemplo representativo de cada tipo de contador.

Figura 5
Figura 5. Caudalímetro tipo turbina y contadores de membranas
Figura 6
Figura 6. Manómetro tipo Bourdon y transmisor de presión
Figura 7
Figura 7. Transmisor de temperatura, sonda Pt-100 y termómetro bimetálico

Medidores de presión

Miden la presión del gas en la canalización, P, que puede ser absoluta o relativa. En los transmisores, la señal eléctrica de salida generada se procesa posteriormente en el conversor de volumen. En las interfases de pequeño caudal, donde no hay conversor de volumen, como alternativa se utilizan manómetros tipo Bourdon (figura 6) sin señal eléctrica.

Medidores de presión

Miden la temperatura del gas en la canalización, T (en grados Celsius). En los transmisores, asociados a una sonda termométrica de platino Pt-100, la señal eléctrica de salida generada se procesa posteriormente en el conversor de volumen, que la calcula en base absoluta. En las interfases de pequeño caudal sin conversor de volumen, también se usan termómetros de tipo bimetálico (figura 7) sin señal eléctrica.

Conversor de volumen y sistema analítico

El conversor de volumen (figura 8) realiza la función de convertir el volumen de gas [13], recibido en condiciones de medida Vm , a condiciones de base Vb . Para ello este instrumento recibe las señales eléctricas del contador y de los transmisores de presión y temperatura, calcula de acuerdo con las ecuaciones 4 y 5 y almacena los resultados en continuo.

Adicionalmente, en muchas de las interfases de grandes caudales, el conversor recibe periódicamente la composición y propiedades físicas del gas, generalmente desde un cromatógrafo de gas (figura 8) [19]. De este modo el conversor calcula el factor de compresibilidad utilizado para la ecuación 5 y, conjuntamente con el valor del poder calorífico HS, realiza el cálculo de la energía del gas mediante la ecuación 3.

Figura 8.
Figura 8.Ejemplos de conversor de volumen y cromatógrafo de gas

En las interfases sin conversor de volumen ni sistema analítico, el cálculo de la energía es realizado por la compañía distribuidora de gas de acuerdo a un método regulado [1], con valores de P, T y HS preestablecidos.

Fuentes de incertidumbre

La inexactitud en la determinación de la cantidad de energía intercambiada en cada interfase de la cadena de suministro de gas natural, tiene su origen en una combinación de fuentes de incertidumbre y de errores sistemáticos.

Las primeras provienen de:

  • Incertidumbres asociadas a las medidas realizadas para la determinación de la energía: composición del gas, volumen de gas, nivel de gas natural licuado en tanques, presión, temperatura, etc.
  • Incertidumbres asociadas a los métodos de cálculo, utilizados para la obtención de valores de variables que intervienen en el cálculo final de la energía: factor de compresibilidad, volúmenes de gas convertidos a condiciones de base, volúmenes de gas natural licuado obtenidos a partir de tablas de calibración (aforo), densidad del gas natural licuado, poder calorífico, etc.

Para evaluarlas, es necesario tener en cuenta las incertidumbres de todos los parámetros con influencia y seguir el procedimiento indicado de forma genérica en la guía para la expresión de la incertidumbre de medida [20] y, concretamente, en varias normativas internacionales que recogen este cálculo para los parámetros específicos que intervienen en la determinación de la energía [9], [10] y [14].

Estas incertidumbres deben ser cuantificadas y minimizadas, pero no pueden eliminarse.

En cuanto a los errores sistemáticos, su origen puede estar en:

  • Errores de calibración.
  • Tomas de muestras no representativas del gas o del GNL.
  • Utilización de factores predeterminados en la conversión de Vm a Vb.
  • Asignación de un valor no representativo de HS en una interfase en donde no exista cromatógrafo.
  • Modo de cálculo de la energía en un período de tiempo dado (si se determina la cantidad de gas y su poder calorífico a intervalos cortos de tiempo y estos valores se suman para obtener el valor de energía correspondiente al período total; o si se obtiene la energía multiplicando la cantidad de gas total correspondiente al intervalo de tiempo por un poder calorífico medio del período).

En la medida de lo posible estos errores deben identificarse y eliminarse.

Resumen

En este primer artículo se han definido los flujos energéticos existentes en la industria del gas natural y las etapas en donde es necesario determinar la cantidad de energía intercambiada. También se han establecido las ecuaciones fundamentales implicadas, además de la normativa y las instrucciones existentes tanto para trabajar en el campo del gas natural (en fase gaseosa) como en el campo del gas natural licuado.

En un artículo posterior se abordará con detalle la medición y la incertidumbre de la energía: procesos, equipos e instrumentos, sistemas de medida, características metrológicas, procedimientos de verificación metrológica y modelos de estimación de incertidumbre.

Referencias bibliográficas
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  • [12] AENOR. Aspectos metrológicos de los instrumentos de pesar de funcionamiento no automático. UNE-EN 45501. Madrid: AENOR, 1999.
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