为缓解天然气供不应求且缺口严重的矛盾，我国在沿海经济发达地区开始大规模地建设LNG接收站以引进LNG，从而解决能源短缺的问题[1]。目前，已投产建成LNG接收站9座，预计“十二五”末，中国将建成LNG接收站共17座，接收能力达到6500×104 t/a左右[2]。LNG接收站承担着LNG接卸、储存、增压气化和外输计量等功能。为了确保正常的贸易交接和监测设备的运行性能以及对盘库等工作的需要，每个环节都设有计量设备。但是, 由于LNG的低温特性以及多组分存在形式，其计量难度相较于其他油品难度较大，且国内相关LNG计量标准比较缺失，在计量标定过程中多照搬国外一些标准。因此，在计量过程中难免会出现一些测量准确度问题。如果测量过程中存在较大误差，对LNG接收站的正常运行势必存在一定的影响。
根据不同的贸易条款，LNG贸易交接计量分为“装载港船上交货(FOB)”或“目的港船上交货(DES)”，即LNG的计量会始于不同交货地点[3]。目前，国内LNG接收站主要采用“DES”方式进行贸易交接计量，而由于国内LNG工业尚处于起步阶段且LNG买卖均涉及外方。因此，LNG到港计量交接中所用的标准多采用ISO、ASTM、GPA等制订的国际标准[4]。
LNG的计量与油品类似，分为动态和静态计量两种方式。LNG到港计量采用静态计量方式进行，通过测量船舶储罐液位等参数后计算其体积，再利用密度计算其质量。到港LNG的计量是由独立检验第三方或在独立检验第三方的见证下完成的，经过50多年的发展，LNG到港贸易交接已渐渐地形成了一套完整、精确的计量程序，其计量交接流程如图 1所示[5]。
LNG储罐的罐存计量采用静态计量的方式进行，通过测量LNG储罐液位、温度和压力等参数后利用储罐容积标定表计算其体积，再利用密度仪测量出的密度计算其质量。
目前，LNG储罐一般都配置有一套液位、温度和密度测量仪器(简称LTD)，用于集成测量储罐内LNG的液位、温度和密度，主要用于监测LNG储罐的分层情况和计算储罐的实际罐存和有效罐存，根据需要在液体梯度上每一米测量一组温度和密度数据。此外，LNG储罐内还配置有两台雷达液位计，用于监测储罐液位情况，防止储罐液位过低或过高，用于指导设备的切换；配置气相温度和压力探测器，用于测量储罐气相温度和压力，计算储罐内蒸发气量。
LNG储罐内的液相计量和气相计量用于盘库工作，如果测量准确度不高，有可能导致盘库过程中出现过大的损失或盈余，这虽然不直接关联贸易计量，但是将使管理者对库存情况的管控和重要决策的下达起到一定的负面影响。
在实际计算过程中，由于LNG的气化比率达到1:600，即1 m3 LNG可以气化成600 m3的气体，气相计量对计量结果影响较小。因此，一般计算库存时，主要进行液相计量，而液相体积的计算主要根据LTD得出的液位数据和初始的储罐容积标定表进行计算。LTD仪表的测量精度经过标定可以保证，而初始储罐容积标定表则是根据储罐钢结构的理论变形量给出的计算值，但是LNG储罐在经过水压试验以及开工预冷过程后的形变到底是否与理论值相符是影响罐存计量准确度的关键。图 2为大连LNG接收站某段时间内盘库的盈亏量与天数的曲线图，选取了两次卸船前后的数据进行比较。从图 2中可以看出，在没有卸船期间，接收站盘库一直在亏损，而一旦卸船，盘库立即盈余。考虑到到港计量和外输流量计量的准确度较高这一情况，这不难说明储罐的罐存计量存在较大的误差。
根据质量守恒理论，某段时间盘库的盈亏量应在0上下波动，但是在卸船前后出现较大波动，也就是说储罐液位出现较大波动引起盘库盈亏量出现较大波动，这就表明储罐液位对应的容积公式存在一定的问题，即储罐初始标定的容积公式赋值存在一定的问题，计算出的理论罐存与实际罐存存在一定的差距。因此，在储罐投产后，应根据到港计量和外输流量计量对储罐容积公式进行重新校验，确定出实际运行情况下的储罐容积计算公式。
管道外输是LNG接收站另一个重要的功能，其工艺流程是通过低压泵将储罐内的LNG一次加压送入高压泵进行二次加压，经过二次加压的LNG送入气化器进行气化，然后送入外输管道进行外输作业。LNG在加压过程中，在低压泵和高压泵的出口都设置了流量计量设备，用于监测泵的运行情况和性能，同时在进入气化器前也设置了流量计量设备，确保运行过程中不超过设备最大负荷，确保气化器的安全运行。
LNG增压过程中，在泵出口和气化器入口都处于液相状态，其用到的流量计量设备全部采用文丘里流量计，其计量方式采用动态计量方式进行。文丘里流量计属于差压式流量测量仪表，其基本测量原理是以伯努力方程和流动连续性方程为基础的流量测量方法。图 3为接收站用文丘里流量计，其主要通过测量入口段与流量计喉部的压差来计算出流体的流速，进而换算成体积流量，再根据事先设定的流体密度计算出质量流量，其计算公式如式(1)。
式中，Q为质量流量，kg/h；CD为流量系数；β为喉部直径与入口管道直径比值(D喉部/D)；FA为区域膨胀系数；D为管道直径，cm；PD为测量压差, kPa；ρ为流体密度，kg/cm3。
根据公式(1)可以看出，当管线尺寸确定后，流量计测量的准确度仅仅与流体的性质和压差测量准确度有关，而压差测量准确度在出厂时已经标定，计量精度可以达到0.5%。但是，由于LNG是多组分液体，且不同地域的LNG的组分不同，密度也有显著的不同，即使同一地域生产的LNG密度也会存在一定的差异。因此，如果文丘里流量计在出厂时将流体密度进行固定，那么在实际测量过程中真实流体系数和流体密度与给定的流体密度可能存在一定的误差，从而降低测量的准确度。
大连LNG接收站采用的文丘里流量计在出厂时将LNG的密度设定为464 kg/m3，而实际运行过程中LNG的密度多为440 kg/m3。因此，在测量过程中会有比较大的误差。如图 4为根据外输计量撬与文丘里流量计测得的LNG的质量流量对比拟合曲线图。其中，x表示计量撬计量出的质量流量，y表示气化LNG的质量流量。
理论上来讲，两者测得的质量流量应该是相同的，但是通过直线拟合可以得出两者之间的数量关系为：y=1.111 2x。由于计量撬测量准确度较高，认为计量出的结果代表真实的流量。因此，接收站内LNG计量的文丘里流量计所测量的流量误差已经超过了10%，这既有密度设置的原因，也有不同物料引起的流量系数不同造成的误差。虽然，这不影响最终的贸易计量，但是在设备运行能力评估方面和发挥设备最大性能方面起到一定的阻碍作用。例如，低压泵的设计流量为460 m3/h，最大流量为575 m3/h，按照目前接收站运行的LNG的平均密度为440 kg/m3，其设计质量流量为202.4 t/h，最大流量为253 t/h。但是，按照当前的接收站的流量计量应分别为224.9 t/h和281.13 t/h，这在实际运行操作中严重影响了操作人员的正常判断。因此，建议在实际运行过程中及时调整流量计相关参数或是采取体积流量计量，这都能一定程度减小流量测量误差，提高测量的准确度。
大连LNG接收站由于没有自身的外输管网，因此在与下游用户的贸易交接过程中，采取气化后的天然气气体直接经过计量撬系统进行计量，计量的结果作为贸易核算的依据。因此，外输计量的准确度直接影响着LNG接收站的盈负情况[6]。
大连LNG接收站外输计量设备主要由计量撬系统组成，其主要包括计量管路、超声流量计、温度与压力变送器、自动取样装置、在线气相色谱分析仪、流量计算机、监控计算机、网络服务器、外输管线和相应的阀门仪表等设备。其中，超声流量计利用超声原理测量出工况下的气体流速，并根据管径的大小计算工况下的体积流量，然后根据测量出的管线上的温度与压力，利用气体换算公式计算出标况下的气体体积流量，最后根据在线气相色谱分析仪得出的标况下气体的密度计算质量流量。
根据计量撬的工作原理可以得出，计量撬的测量准确度取决于超声流量计的测量准确度、管线压力与温度的测量准确度、在线气相色谱分析系统的准确度及管路布置，任何一个设备出现测量误差都将在最后的计量结果中将误差放大，不合理、不合规范的管路布置可能造成管内流态畸变而导致较大甚至很大的测量误差。
计量管路上的温度和压力变送器每年都送国家相关机构进行检定，同时在合理的范围内使用。因此，其测量误差可以得到有效控制。超声流量计由于体积庞大，一般采取定期(6年)检定、现场一年进行一次使用中检验来保证其测量性能。管路设计充分考虑到气体流态性质，并将计量设备设计成撬装结构，保证了计量管路布置的规范性和合理性。在线气相色谱分析系统除定期检定外还采取厂家定期维护与接收站自身维护相结合的方式进行，如果中间出现差错，有可能造成密度测量的不准确，进而影响计量的准确度。图 5所示为接收站开工初期某段时间通过盘库统计出的损耗情况趋势图，损耗出现折线的地方是因为卸船前后储罐罐存计量的不准造成的。从图 5可以看出，自第二船接卸完成后，损耗量一直处于增加的趋势，而且即使有卸船作业，损耗量仍然呈现上升的趋势。因此，判断其计量系统存在一定的计量误差。
而最有可能引起计量误差的就是气相色谱分析系统的密度测量，经过整改对分析系统得出的密度进行了图形绘制。如图 6所示，红色框后的密度明显比之前的密度增加了0.7%左右，质量计量得到了修正，从而也提高了贸易交接计量和盘库的准确性。
LNG储罐在经过试压冷却后，最初的罐存容积计算公式可能与实际情况相差较大，对盘库结果影响较大，需要重新进行容积公式校验。使用文丘里流量计测量LNG质量流量应及时根据实际情况调整流体参数或是直接采用体积流量测量方法进行计量，这样可提高测量准确度，充分发挥设备运行性能。气相色谱分析系统需要定期进行检定、维护保养，确保使用规范，保证密度计算的准确性。
2014, Vol. 43 Issue (6): 684-688
2014, Vol. 43 Issue (6): 684-688