張 奕　艾紹平

中石油京唐液化天然氣有限公司

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LNG接收站到港天然氣組成預(yù)測(cè)①

張 奕艾紹平

中石油京唐液化天然氣有限公司

LNG貿(mào)易交接總發(fā)熱量的計(jì)算需要采用到港天然氣組成分析數(shù)據(jù)，但如果在卸貨過程中取樣分析故障無法獲得較理想的天然氣組成，就可以采用推算的預(yù)測(cè)方法推測(cè)到港天然氣組成。預(yù)測(cè)方法是根據(jù)天然氣組分沸點(diǎn)，建立液相和氣相的關(guān)系式，根據(jù)蒸發(fā)率將裝港天然氣組成進(jìn)行多次蒸發(fā)迭代得到到港天然氣的組成。經(jīng)過對(duì)比分析，得出預(yù)測(cè)法和實(shí)際取樣分析得到的組成、計(jì)算出的單位體積發(fā)熱量和LNG密度相差較小，預(yù)測(cè)法具有參考價(jià)值，可為L(zhǎng)NG接收站接卸過程取樣分析結(jié)果和買賣雙方貿(mào)易結(jié)算提供參考數(shù)據(jù)。

LNG接收站組成計(jì)量發(fā)熱量密度預(yù)測(cè)

1　概 述

在長(zhǎng)期的船運(yùn)貿(mào)易發(fā)展中，LNG接收站計(jì)量交接已形成了一套統(tǒng)一的國(guó)際標(biāo)準(zhǔn)化流程。LNG作為超低溫的清潔能源在國(guó)內(nèi)的需求量越來越大，利用范圍越來越廣泛，LNG的進(jìn)口量日趨增長(zhǎng)，我國(guó)LNG接收站也相繼建成并投用。目前,常有的適用于海運(yùn)貿(mào)易交接模式及特征見表1[1]。我國(guó)LNG貿(mào)易交接采用的方式均為DES(Delivered Ex Ship)目的港船上交貨[2-3]，交接界面為卸料臂和船上匯管的連接法蘭[4-5]。目前,國(guó)際普遍采用發(fā)熱量作為L(zhǎng)NG接收站貿(mào)易交接的計(jì)量方式，LNG貿(mào)易交接總發(fā)熱量的計(jì)算需要采用到港天然氣組成分析數(shù)據(jù)[6-7]。但如果在卸貨過程中，取樣分析有故障而無法獲得較理想的天然氣組成時(shí)，就可以先通過到港首次計(jì)量，再進(jìn)行迭代計(jì)算，采用推算的預(yù)測(cè)方法推測(cè)到港天然氣組成。該預(yù)測(cè)推算的理論方法也可以用來與卸貨取樣分析得到的天然氣組成分析結(jié)果做對(duì)比，為買賣雙方計(jì)量交接貿(mào)易結(jié)算提供參考依據(jù)。

表1　貿(mào)易交接模式及特征Table1　Tradetransfermodeandcharacteristics交付狀態(tài)名稱共同特征交貨地點(diǎn)風(fēng)險(xiǎn)轉(zhuǎn)移運(yùn)輸保險(xiǎn)運(yùn)輸方式主運(yùn)費(fèi)未付FAS(船邊交貨)FOB(船上交貨)買方訂立運(yùn)輸合同，支付主運(yùn)費(fèi)合同屬于裝運(yùn)合同裝港船邊裝港船上交貨時(shí)裝港船舷買方買方海運(yùn)內(nèi)河海運(yùn)內(nèi)河主運(yùn)費(fèi)已付CFR(成本加運(yùn)費(fèi))CIF(成本運(yùn)費(fèi)保險(xiǎn)費(fèi))賣方訂立運(yùn)輸合同，支付主運(yùn)費(fèi)合同屬于裝運(yùn)合同，風(fēng)險(xiǎn)劃分與費(fèi)用劃分點(diǎn)分離裝港船上裝港船上裝港船舷裝港船舷賣方買方賣方海運(yùn)內(nèi)河海運(yùn)內(nèi)河到達(dá)DES(目的港船上交貨)DEQ(目的港碼頭交貨)賣方將貨物運(yùn)輸?shù)侥康牡兀袚?dān)貨物運(yùn)輸?shù)皆摰氐囊磺酗L(fēng)險(xiǎn)和費(fèi)用，合同屬于到達(dá)合同目的港船上目的港碼頭交貨時(shí)交貨時(shí)賣方賣方海運(yùn)內(nèi)河海運(yùn)內(nèi)河

2　貿(mào)易交接計(jì)量流程

LNG貿(mào)易交接計(jì)量包括首次計(jì)量和末次計(jì)量，分別計(jì)量卸貨前和卸貨后艙內(nèi)的貨物體積(見圖1)。計(jì)量的整個(gè)過程都應(yīng)該在船方代表、LNG接收站代表、國(guó)家檢驗(yàn)檢疫局以及第三方檢驗(yàn)人員(如SGS、Intertek等)的見證下完成。

計(jì)量前確認(rèn)條件：①確認(rèn)并記錄吃水；②確認(rèn)船舶信息，包括船名、港口名稱等；③卸料臂連接完好(如果合同要求連接狀態(tài)下計(jì)量)，并且卸料臂的閥門和連接管線的其他閥門保持關(guān)閉，無貨物的傳輸；④蒸發(fā)氣壓縮機(jī)停止運(yùn)轉(zhuǎn)，貨艙關(guān)閉，氣體燃燒裝置已經(jīng)停止耗氣，燃燒熄滅關(guān)閉，記錄并打印燃燒流量計(jì)的累計(jì)燃燒量；⑤檢驗(yàn)艙容表、液位測(cè)量系統(tǒng)、溫度測(cè)量系統(tǒng)及壓力測(cè)量系統(tǒng)是否有有效的標(biāo)定，標(biāo)定日期是否過期，誤差范圍是否超過標(biāo)準(zhǔn)的范圍；⑥了解在此之前船艙是否有過變形、較大的修理，或者發(fā)生過結(jié)構(gòu)上的改變；⑦索取裝貨隨船樣品(如果合同有此相關(guān)規(guī)定)；⑧買賣雙方計(jì)量合同的其他規(guī)定。

各方確認(rèn)滿足計(jì)量條件時(shí)，請(qǐng)船方打印計(jì)量表，計(jì)量表上包括溫度測(cè)量、壓力測(cè)量、液位測(cè)量以及橫縱傾修正后的液位對(duì)應(yīng)的貨艙內(nèi)體積。檢查各參數(shù)的正誤，并與艙容表手冊(cè)核對(duì)體積的正誤。以上流程對(duì)于首、末次計(jì)量是相同的，分別得到卸前體積(V1)和卸后體積(V2)，那么卸載的LNG體積為VLNG=V1-V2。卸貨過程中進(jìn)行卸貨樣品取樣和組成分析，根據(jù)組成可以得出LNG的密度和單位發(fā)熱量(GCVLNG)。當(dāng)卸貨結(jié)束完成末次計(jì)量后，就可以根據(jù)溫度和壓力的測(cè)量得出返艙天然氣的體積，根據(jù)返艙天然氣的組成(或合同要求返氣組成視為純甲烷)確定返艙天然氣的能量(Egas)。卸船期間需記錄船上對(duì)天然氣的消耗量(Egas to engine)，這部分能量應(yīng)在總能量中扣除。從而LNG貿(mào)易交接的總能量E=VLNG×DLNG×GCVLNG-Egas-Egas to engine。當(dāng)各相關(guān)方核對(duì)計(jì)算結(jié)果無誤后出具卸貨報(bào)告或數(shù)量證書。

3　到港天然氣組成的預(yù)測(cè)

3.1預(yù)測(cè)計(jì)算

LNG裝港后在海上航行最終運(yùn)輸?shù)侥康牡?，航行時(shí)間短則一周，長(zhǎng)則一個(gè)月。航行期間，LNG在船艙中不斷蒸發(fā)，LNG蒸發(fā)變成蒸發(fā)氣(BOG)，當(dāng)達(dá)到船艙壓力高限值時(shí)進(jìn)行放空泄壓或火炬燃燒。表2所列為天然氣各組分的常壓沸點(diǎn)，由于沸點(diǎn)越低越易揮發(fā)，所以BOG組分大部分為甲烷和氮?dú)?，也?huì)有少量的乙烷。本預(yù)測(cè)方法是根據(jù)天然氣組分沸點(diǎn)，建立液相和氣相的關(guān)系式，將裝港天然氣組成進(jìn)行多次蒸發(fā)迭代得到到港天然氣的組成。

表2　天然氣各組分常壓沸點(diǎn)Table2　Normalboilingpointofeachcomponentinnaturalgas組分甲烷乙烷丙烷丁烷正戊烷正己烷氮?dú)夥悬c(diǎn)/℃-162-89-42-0.536.169-195.8

蒸發(fā)出的BOG組成與其LNG組成有內(nèi)在的聯(lián)系[8]，如式(1)～式(5)：

Yi=Ki·Li

(1)

(2)

X=ΣXi

(3)

(4)

Y=ΣYi

(5)

式中：Ki為蒸發(fā)經(jīng)驗(yàn)系數(shù)，根據(jù)《LNG CUSTODY TRANSFER HANDBOOK》，在-160 ℃下，甲烷的經(jīng)驗(yàn)系數(shù)KM=1，乙烷的經(jīng)驗(yàn)系數(shù)KE=0.005，氮?dú)獾慕?jīng)驗(yàn)系數(shù)KN=20～26，通常取23，其余組分的經(jīng)驗(yàn)系數(shù)均為0；Li為L(zhǎng)NG各組分摩爾分?jǐn)?shù)(歸一化)，%；Xi為L(zhǎng)NG的i組分摩爾分?jǐn)?shù)(未歸一化),%；Yi為蒸發(fā)后BOG的i組分摩爾分?jǐn)?shù)(未歸一化)，%;YM為甲烷組分摩爾分?jǐn)?shù)，%；YE為乙烷組分摩爾分?jǐn)?shù)，%；YN為氮?dú)饨M分摩爾分?jǐn)?shù)，%；Bi為BOG中i組分摩爾分?jǐn)?shù)(歸一化)，%；BM為BOG中甲烷組分摩爾分?jǐn)?shù)，%；BE為BOG中乙烷組分摩爾分?jǐn)?shù)，%；BN為BOG中氮?dú)饨M分摩爾分?jǐn)?shù)，%；X為L(zhǎng)NG的各組分摩爾分?jǐn)?shù)(未歸一化)之和，%；Y為蒸發(fā)后BOG的各組分摩爾分?jǐn)?shù)(未歸一化)之和，%。

預(yù)測(cè)最終到港LNG組分是經(jīng)過多次蒸發(fā)迭代計(jì)算得到的，假設(shè)蒸發(fā)迭代100次，那么第j次的i組分計(jì)算如下：

(6)

(7)

式中：β為航行全程的蒸發(fā)率，以小數(shù)表示，該值在到貨港經(jīng)過首次計(jì)量后確定，β的大小與船艙保冷度、航行時(shí)間和船上是否有再冷凝裝置等因素有關(guān)。

3.2計(jì)算示例

以某LNG接收站接卸的一船為例，該船LNG裝港組成見表3所列。到港經(jīng)過首次和末次計(jì)量得到蒸發(fā)率為β=0.094 9，則其到港LNG組成和BOG組成預(yù)測(cè)計(jì)算見表3。

通過以上計(jì)算可以看出，通常到港LNG中的甲烷和氮?dú)饨M分含量會(huì)減少，氮?dú)鉁p少得更多，乙烷及以上組成會(huì)增加。通常蒸發(fā)出來的BOG組分僅含有甲烷、乙烷和氮?dú)獬煞?，而甲烷和氮?dú)饽柗謹(jǐn)?shù)占99%以上。

4　到港天然氣物性值的計(jì)算

4.1單位體積發(fā)熱量HV

通過以上預(yù)測(cè)推算，就可以得到到港LNG的組成，進(jìn)而就可以計(jì)算到港天然氣的物性值。單位體積發(fā)熱量HV(以60 ℉，101 325 Pa為計(jì)量參比條件，溫度轉(zhuǎn)換關(guān)系為℉=1.8×t ℃+32)的計(jì)算通常被視為到貨港卸貨過程中在線取樣分析是否成功的必要參數(shù)，其計(jì)算如式(8)所示。正常情況下，根據(jù)以上組分推測(cè)，在到貨港，乙烷及以上組分增加，甲烷和氮?dú)鉁p少會(huì)使得到港HV比裝港HV高(若有再冷凝裝置可能相等)。若經(jīng)過取樣分析得到的組分計(jì)算HV結(jié)果是降低的，那么視為取樣不成功，買賣雙方需尋求其他方式確定到港天然氣組成進(jìn)行貿(mào)易結(jié)算，如3.1節(jié)所述的組分預(yù)測(cè)方法即可以為買賣雙方提供參考。

表3　LNG到港組成預(yù)測(cè)計(jì)算示例Table3　CalculationexampleofcomponentpredictionforunloadingportLNGy/%裝港組成迭代第1次迭代第2次XiLiYiBiXiLiYiBi　甲烷92.10192.0292.1092.1089.2592.0292.1192.1189.44　乙烷5.8435.845.850.030.035.855.850.030.03　丙烷1.1561.161.160.000.001.161.160.000.00　異丁烷0.1290.130.130.000.000.130.130.000.00　正丁烷0.2570.260.260.000.000.260.260.000.00　異戊烷0.0230.020.020.000.000.020.020.000.00　正戊烷0.0000.000.000.000.000.000.000.000.00　正己烷0.0000.000.000.000.000.000.000.000.00　氮?dú)?.4910.480.4811.0710.720.470.4710.8410.53…迭代第100次(到港組成)XiLi(到港LNG組成)YiBi(到港BOG組成)91.7291.8091.8098.616.426.420.030.031.271.270.000.000.140.140.000.000.280.280.000.000.030.030.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.050.061.271.36

表4　各組分的單位體積發(fā)熱量HviTable4　CalorificvaluesHviofpartcomponentsBtu/scf甲烷乙烷丙烷異丁烷正丁烷異戊烷正戊烷正己烷氮?dú)庋鯕舛趸?010.01769.72516.23252.03262.44000.94008.74756.00.00.00.0　注：1Btu/scf=0.03728MJ/m3，15℃，101325Pa。

HV=Li·HVi

(8)

式中：HV為單位體積發(fā)熱量，Btu/scf(1 Btu/scf=37.25 MJ/m3)；HVi為i組分的單位體積發(fā)熱量，Btu/scf[9]。

表4列出了各組分的單位體積發(fā)熱量HVi。

若采用3.2節(jié)計(jì)算示例，到港HV為1 087.6 Btu/scf，裝港HV為1 076.2 Btu/scf，到港比裝港高11.4 Btu/scf。可以看出，由于航行中甲烷和氮?dú)獾恼舭l(fā)，乙烷及以上組分增加使得到港LNG發(fā)熱量增大。

4.2LNG密度

LNG密度的計(jì)算有多種方法[8]，比如狀態(tài)方程法、硬球模型法、HIZA方法、ELF-AQUITAINE法、RC MILLER圖解法、修訂的KLOSEK-McKINLEY法(K1、K2值的溫度單位為K)、ISO 6578中修訂的KLOSEK-McKINLEY法(K1、K2值的溫度單位為℃)、N.B.S.Technical note 1030(美國(guó)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)局技術(shù)說明)中提出的修訂的KLOSEK-McKINLEY法[10]。

目前，最常用的就是N.B.S.Technical note 1030中提出的修訂的KLOSEK-McKINLEY法[11]，其計(jì)算如式(9)所示。該方法只需LNG的溫度和組成就可以計(jì)算密度，并且當(dāng)?shù)獨(dú)饣蛘叨⊥榻M分的摩爾分?jǐn)?shù)不超過5%時(shí)，該公式計(jì)算不確定度僅為±0.1%。

(9)

式中：d為L(zhǎng)NG的密度，kg/m3；Mi為L(zhǎng)NG中i組分的摩爾質(zhì)量，kg/kmol；Vi為L(zhǎng)NG中i組分在計(jì)量的LNG液相溫度下的摩爾體積，m3/kmol。該值可參照ISO 6578，根據(jù)提供的溫度做線性插值得到LNG液相溫度下的Vi值；K1、K2為修正因子，該值可參照ISO 6578，根據(jù)提供的溫度做線性插值得到LNG液相溫度下的K1、K2值；LN、LM分別為L(zhǎng)NG中氮?dú)?、甲烷的摩爾分?jǐn)?shù)，%。

式(9)的適用范圍如表5所列。

表5　式(9)適用范圍Table5　Applicablescopeofformula(9)組分/參數(shù)y(甲烷)y(丁烷)y(戊烷)y(氮?dú)?溫度適用值>60%<4%<2%<4%<115K

表6　預(yù)測(cè)值與實(shí)測(cè)值對(duì)比Table6　Comparisonbetweenthepredictedandmeasuredvalues到港組分y/%預(yù)測(cè)值取樣分析實(shí)測(cè)值偏差/%HV/(Btu·scf-1)預(yù)測(cè)值計(jì)算結(jié)果實(shí)測(cè)值計(jì)算結(jié)果偏差/%ρ/(kg·m-3)預(yù)測(cè)值計(jì)算結(jié)果實(shí)測(cè)值計(jì)算結(jié)果偏差/%甲烷91.8091.770.03乙烷6.426.440.31丙烷1.271.280.78異丁烷0.140.140正丁烷0.280.280異戊烷0.030.030正戊烷0.000.000正己烷0.000.000氮?dú)?.060.0601087.61087.90.03448.6448.70.02

若采用3.2計(jì)算示例，假設(shè)LNG溫度為-160 ℃，計(jì)算得出裝港LNG密度為447.4 kg/m3，到港LNG密度為448.6 kg/m3?？梢钥闯?，由于航行中甲烷和氮?dú)獾恼舭l(fā)，乙烷及以上組分增加使得到港LNG密度增大。

4.3預(yù)測(cè)與實(shí)測(cè)計(jì)算結(jié)果對(duì)比

將以上預(yù)測(cè)方法的計(jì)算結(jié)果與實(shí)測(cè)數(shù)值進(jìn)行對(duì)比(見表6)。由表6可以看出，預(yù)測(cè)值與實(shí)測(cè)值偏差是很小的，該預(yù)測(cè)法具有較好的參考價(jià)值。

5　結(jié) 語

LNG接收站接卸過程取樣分析工作是很重要的，到港天然氣組成的預(yù)測(cè)僅需知道裝港組成和航行的蒸發(fā)率，即可推測(cè)到港組成，再根據(jù)組成計(jì)算天然氣物性值，通常到港天然氣單位體積發(fā)熱量和密度會(huì)上升。經(jīng)比較，推測(cè)值與實(shí)測(cè)值計(jì)算結(jié)果偏差較小，該方法可為L(zhǎng)NG接收站接卸過程取樣分析結(jié)果提供參考，為貿(mào)易結(jié)算提供參考數(shù)據(jù)。

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Prediction of natural gas composition in LNG terminal unloading port

Zhang Yi, Ai Shaoping

(PetroChinaJingtangLNGCo.Ltd.,Tangshan063000,China)

The calculation of the total calorific value of the LNG trade measurement requires the use of the natural gas composition analysis data. But when the sampling in the unloading process fails, the prediction method can be used to calculate the unloading port natural gas composition. The prediction method is to establish the relationship of liquid and gas phase based on the boiling point of natural gas. According to the evaporation rate, unloading port natural gas composition is obtained by multiple iteration to loading port natural gas composition. Through comparative analysis, it is concluded that the deviations of natural gas composition, the calorific value per unit volume and LNG density are small between the predicted method and the actual sampling analysis. The prediction method has reference value for LNG terminal loading and unloading process sampling analysis, as well as buyers and sellers trade settlement.

LNG terminal， composition， measurement， calorific value， density， prediction

張奕(1986-)，女，工程師，碩士，2011年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣儲(chǔ)運(yùn)工程專業(yè)，主要從事LNG接收站生產(chǎn)運(yùn)營(yíng)工作。E-mail:cindy_860210@126.com

TE642

ADOI: 10.3969/j.issn.1007-3426.2016.05.019

2015-12-07；編輯：鐘國(guó)利