LNG接收站取样系统改造对计量结果的影响①

唐显明

广东大鹏液化天然气有限公司

LNG接收站取样系统改造对计量结果的影响①

唐显明

广东大鹏液化天然气有限公司

摘要广东大鹏液化天然气有限公司LNG接收站为EPC建成，经过几年的运营后，发现原LNG取样系统存在设计缺陷，不能取到有代表性的样品。LNG分析准确度高低的前提是能否取到有代表性的LNG样品, 对于LNG贸易交接，取到有代表性的LNG样品极为关键。针对取样系统的缺点，改造目的非常明显：汽化前的LNG液体样品进行特殊真空保温，增加LNG汽化器的功率，快速汽化。改造完成后，经过改造前后的比较，效果令人满意。

关键词LNG取样系统改造优化LNG贸易交接

LNG组分分析结果是LNG密度及单位发热量计算的关键参数，分析结果的准确与否将直接影响LNG贸易交接计量的具体数量及质量判定。所以，在LNG船卸载过程中取到有代表性的LNG样品，是LNG准确计量过程中非常关键的一步(见图1)[1-3]。由于LNG是超低温的液体混合物且极易汽化，任何温度和压力的变化都很容易导致LNG组分的快速分馏汽化，要获取能真实代表管道内液体混合物比的流动LNG样品(即液体混合组分比与气体组分混合比一致的样品)就存在着很大的难度。为此，ISO 8943-2007《冷冻液态轻烃液化天然气取样-连续取样法》对LNG取样有明确的要求[4]，即：LNG样品在汽化前必须保持过冷状态，即全液体状态，不得有任何组分的分馏汽化发生。

1LNG取样系统改造

1.1旧取样系统存在的问题

从图1可以看出，在LNG贸易交接中，LNG的取样与分析占有极为重要的位置，缺失取样与分析，就没有办法进行LNG的贸易交接。广东大鹏液化天然气有限公司的LNG接收站是EPC(Engineering & Procurement & Construction 工程采购建造)交钥匙工程，原来设计的LNG取样系统在运营实践中被发现有如下一些设计缺陷，这些缺陷可能引起比较大的贸易交接误差。

(1) 取样探头和汽化器之间连接的管线过长，有3 m多(见图2(a)、图2(b))，管线保温效果差，且LNG经过不同的管径、管道和阀门，发生节流效应，并在汽化前发生了分馏，无法满足LNG取样过冷度的要求。

(2) 电加热的汽化器功率不够，无法同时瞬间汽化及控温，LNG汽化后的流量不稳定，天然气组分随样品气体流量大小变化而变化。

(3) 在夏天高温环境，如果3个LNG储罐同时进料，受外界高温和卸料管线分流产生的压力降而影响严重，LNG在汽化前就已经发生分馏，导致样品代表性差。

(4) 甲烷、氮气等低沸点组分测定值偏低，重组分含量偏高，计算的LNG单位发热量和卸船总能量计算结果总是偏大。

以上问题导致的后果是：由于取不到有代表性的样品，LNG气体分析结果的混合物比例不能真实地反映管道内流动的LNG混合物比例，影响了贸易交接计量LNG密度及单位发热量计算的准确性。

1.2新取样系统

1.2.1设备组成

为了解决旧取样系统存在的问题，确定新取样系统由下列设备组成：

(1) 两个单独的LNG取样探头。

(2) 连接取样探头和汽化器之间的连接管线为真空绝热管道。

(3) 两个单独互为备用可以自动温控500 W的LNG汽化器。

(4) 由两个取样控制器合成的一个取样器控制机柜。

(5) 分析小屋。

(6) 一台艾默生700 型在线分析色谱仪(具备微量氧气分析能力)。

(7) 在线色谱仪取样预处理系统(压力变送器、过滤网、流量计等)。

(8) 通讯转换系统(光纤通讯至实验室，以便远程控制和监测)。

(9) 分析小屋电源系统。

(10) 实验室可远程控制取样及色谱分析系统的控制电脑。

(11) 将旧的LNG汽化后进行自动和人工天然气取样的系统移至码头,与新取样系统安装在一起。

1.2.2设计安装

图3所示为LNG接收站码头新取样系统的安装位置。新取样系统在设计和安装时需要考虑以下问题：

(1) 分析小屋的供电及电缆的走向。

(2) 分析小屋安装位置。

(3) 分析小屋多余的样品气排放管连接。

(4) 分析小屋与实验室的通讯。

2新取样系统安装施工难点及风险

2.1安装主要难点

(1) 需要在运营期间，找出合适的安装窗口。

(2) 需要将安装点隔离出来并进行带压开孔作业。

(3) 需要将探头预冷至-112 ℃，以便允许探头插入LNG液体。

(4) 需要将取样探头进行无冰堵、无损伤安装。

2.2安装主要风险

(1) 隔离段LNG会泄露至被隔离管道内。

(3) 温差过大，应力引起管道变形，破坏整条管道。

(4) 预冷过后的取样探头暴露在空气中，极易在取样口处结冰而堵塞取样口。

(5) 安装过程中，超低温LNG液体对安装工人的伤害。

3新取样系统的特点

新取样系统很好地克服了旧取样系统存在的问题，主要体现在以下几方面：

(1) 新取样系统是按照LNG取样标准ISO 8943-2007中关于过冷度的要求设计，采用取样探头、连接管线、阀门和汽化器一体化设计和真空绝缘隔热技术，做到了很好的绝热效果，避免了LNG在汽化前发生分馏，保证了卸载过程能取到有代表性的LNG样品。

(2) 新取样系统真空取样探头和汽化器的连接采用了一个关键设计和专利技术，即：体积为0.5 mL的止回阀。该阀门通过LNG挥发而产生增加压力的效果，保持汽化器压力，从而使LNG维持在临界状态，避免LNG汽化前由于管线压降而发生相变分馏。

(3) 智能、自动化、远程实时监控。汽化器温度可以任意设置，温控能快速达到平衡，且非常稳定；汽化器出口流量和压力可以智能调控，不受卸料管线压力、流速变化的影响。人工操作设定和改变汽化器的温度、流量、压力，不是为了要改变LNG的分析组分，而是为了获得更好的色谱分析数据的重复性，提高准确度和分析精度。分析结果可由系统对数据进行自动处理，没有人为的干预影响。

(4) 取样与分析系统可远程控制。一旦有任何的LNG液体或天然气泄漏，可远程立刻关闭系统，比旧取样系统更安全。

(5) 新的在线分析色谱仪能实时分析检测汽化后的天然气组成和品质，减少人工取样分析。

此外，广东省水利部门在加大河道执法力度的同时，注重拓展水土保持、水资源、水工程等执法，截至目前，已办理水土保持案23宗，水资源案14宗，水利工程案8宗，有力地打击了各类水事违法行为。

新取样系统对汽化器进出口温度和流量可以智能设置和控制，获得了相对稳定的样品汽化温度及出口压力，如图4所示。

卡塔尔气卸船期间13 h，根据色谱分析标准GPA 2261-2000《色谱仪分析天然气和相似混合气体》[5]，所有(196个)色谱数据的重复性为0.033、标准偏差为0.011。该结果显示了新取样系统非常良好的重复性。在卸料管线循环期间，温度和压力不稳定的情况下测试，在线色谱13 h分析结果，所有(200个)色谱数据重复性为0.41、标准偏差为0.13。在LNG取样管线压力偏低，温度压力不稳的情况下，仍能测出这个结果，说明新取样系统很稳定。

4新旧取样系统样品分析能量计算结果比较

目前，公司有两种货源，一种是澳大利亚来的长期期货，一种是世界各地来的现货。不同的货源，贸易交接地点及结算方式也不一样。

澳大利亚来的是期货，LNG运输船使用挥发的LNG气体(BOG)作为运输船的动力燃料，船舱内的LNG因为海上长时间航行而挥发，运输船也需要消耗比较多的BOG作为动力燃料，从而会导致船舱内的LNG组成发生一些变化。例如，到达卸载港后，甲烷成分由于消耗而稍微偏低。

卡塔尔来的是现货，运输过程不以BOG为燃料。由于不使用BOG作为运输船的动力燃料，运输船上装备有BOG再循环冷却系统，BOG经过该系统后将再次变成液体LNG回到船舱内。所以，LNG船内的LNG组成相对还是比较稳定的。这样，装载港和卸载港取样分析的结果就具有很好的可比性。卡塔尔过来的LNG船从装载港到卸载港，LNG液体体积可能会因为温度的变化而产生一定的变化，其密度也会发生相应变化，但是LNG的组成应该不会变化。由于装备了BOG再循环冷却系统，可以认为卡塔尔船里的LNG是处于一个稳定密闭的系统内，装载港和卸载港的能量计量结果应该是很接近的。因此，对比分析卡塔尔来船的LNG能量计量结果，可以很好地比较新旧取样系统的能量计量误差。

统计卡塔尔LNG船的分析结果可以发现：大鹏LNG接收站卸载港旧取样系统取样分析的甲烷、氮气含量都比卡塔尔装载港偏低，而C2及以上重组分含量都比装载港高，计算的单位发热量(MJ/kg)也就相应偏高，贸易交接能量也就偏多。根据ISO 6976-1995《使用组分计算天然气发热量、密度、相对密度以及沃泊指数》对天然气单位发热量的计算[6]，通过对29船卡塔尔气在大鹏接收站卸载港和装载港的总能量比较，发现大鹏接收站卸载港多计算了340 311 MMBTU (1×106BTU=1 055.056 MJ)。其中，有17船卡塔尔天然气计算的总能量综合误差超过10 000 MMBTU。如果按照装载港离岸计价，购买卡塔尔的天然气，接收站则多支付了费用。

图5中绿色与红色表示的是新取样系统对4船卡塔尔气的甲烷和能量计量误差结果。从图5中可以看到，离岸和到岸计量的能量基本相同，误差也不大，也比较符合能量计量误差规律，有正偏差也有负偏差，改变了大鹏接收站能量贸易交接数据一直偏高的情况。从图5中卡塔尔气新旧取样系统计算的能量差值说明，新取样系统分析计算的能量结果更接近上游卡塔尔计算的结果，说明新取样系统准确性更高，真实性更可靠、可信。

实验室在新取样系统调试期间，对新旧取样系统14船LNG计算的能量差值进行了统计和比较，结果如图6所示。

根据统计结果，从图6可以看到，新旧取样系统计算的卸船能量有9船相差不大，在计量较小误差范围内；有5船的计量误差比较大，特别是2011年10月25日的卡塔尔气最大误差值超过了22 000 MMBTU。这是由于取样系统不一样，旧取样系统稳定性较差，容易受天气，排气操作等的影响。统计14船新取样系统计算的总能量(见图7)，新取样系统比旧取样系统少了52 837 MMBTU。

5结 论

(1) 只要风险识别充分，措施得当，对运营中的LNG接收站可以进行取样系统的改造。

(2) 新取样系统解决了旧取样系统由于设计缺陷而发生LNG提前分馏的问题。

(3) 新取样系统提高了LNG接收站LNG取样分析技术水平，可以保证LNG卸船期间系统能够取到有代表性的样品，从而可以保证离线和在线色谱分析结果更可靠、可信度更高、重复性和重现性更好。

(4) LNG贸易交接中，仅改正取样系统，别的方法标准都一致，但是贸易交接数据结果却不同，说明旧取样系统对贸易交接处于负面影响。

参 考 文 献

[1] 成永强, 崔婧, 张琳. LNG接收站内天然气流量测量准确度研究[J]. 石油与天然气化工, 2014, 43(6): 684-688.

[2] 陈雪, 马国光. 流程参数对LNG接收终端蒸发气再冷凝工艺流程性能的影响[J]. 石油与天然气化工, 2008, 37(2): 100-104.

[3] 张福元, 王劲松, 孙青峰, 等. 液化天然气的计量方法及其标准化[J]. 石油与天然气化工, 2007, 36(2): 157-161.

[4] ISO 8943-2007 Refrigerated light hydrocarbon fluids-sampling of liquefied natural gas-continuous and intermittent methods (second edition)[S].2007.

[5] GPA 2261-2000 Analysis for natural gas and similar gaseous mixture by Gas Chromatography[S]. 2000.

[6] ISO 6976-1995 Natural gas-Calculation of calorific values, density, relative density and Wobbe Index from composition[S].1995.

Effect of sampling system modification

on the measurement results of LNG receiving terminal

Tang Xianming

(GuangdongDapengLNGLimitedInc,Shenzhen518048，China)

Abstract:LNG receiving terminal of Guangdong Dapeng Liquefied Natural Gas Limited Company was Built by EPC contract.After several years， operation, lab technicians found the original LNG sampling system had design fault, which could not take representative sample. For the LNG trade, the representative sample of LNG is the key to obtain accurate and reliable analysis results. In view of the shortcomings of the original sampling system, LNG liquid sample needs special vacuum insulation before it goes to vaporizer, and power supply for the vaporizer needs to be increased. By comparing with the old and new sampling system performance through LNG custody transfer, satisfactory results were obtained.

Key words:LNG, sampling system, modification, optimization, LNG custody transfer

收稿日期：2015-03-11；修回 2015-06-08；编辑：钟国利

中图分类号：TE863.1

文献标志码：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2015.04.021

作者简介：①唐显明(1968-)，男，1993年毕业于西南石油学院开发系采油专业。从1996年起，在中海油的合资企业阿科中国有限公司/BP勘探与开发(ARCO，BP)从事天然气的计量及质量分析工作,2005年加入广东大鹏液化天然气有限公司，从事天然气计量与分析工作至今。E-mail:Tang.Thomas@gdlng.com

基金项目：广东大鹏液化天然气有限公司改造项目“LNG接收站码头取样系统更新改造”(MOC-105)。