Газ, который приёмный терминал СПГ выдаёт в магистральную сеть, как правило, учитывается в газовой фазе, а не в виде жидкости. Точкой коммерческого учёта обычно служит узел учёта природного газа на выходе терминала, после испарителей, там, где регазифицированный продукт поступает в газопровод высокого давления. Поэтому учёт выдачи газа в сеть (send-out) по своей сути является задачей измерения газа при высоком давлении и большом расходе, а не криогенным измерением. Специфику СПГ ему придают три вещи: граница системы, изменение качества газа от партии к партии и роль узла в энергетическом балансе терминала.
Общие принципы коммерческого учёта, в том числе бюджет неопределённости, поверка и журнал событий, изложены на странице об узлах коммерческого учёта природного газа. Здесь речь идёт о том, как эти принципы применяются на выходе терминала регазификации.
Путь газа по терминалу и место узла учёта
На типовом приёмном терминале СПГ, поступивший с судов или автоцистерн, хранится в резервуарах. Насосы выдачи высокого давления поднимают давление жидкости примерно до давления магистрали, а испарители, например открытые стеллажные с подогревом морской водой или с погружным горением, возвращают продукт в газообразное состояние. Затем давление в коллекторе выдачи регулируется, при необходимости выполняется корректировка теплоты сгорания и одоризация, после чего газ проходит через узел учёта и поступает в сеть. Место узла учёта в этой цепочке физически соответствует пункту сдачи, определённому договором.
Почему измеряют газ, а не жидкость
В сеть сдаётся природный газ, и право собственности или услуга по мощности обычно переходят в точке входа в сеть. Поскольку между испарителями и пунктом сдачи могут находиться регулирование давления, корректировка теплоты сгорания или одоризация, количество, которое действительно отражает сданный объём, измеряется после регазификации. В этой точке применимы отработанные методы учёта газа высокого давления: многолучевые ультразвуковые расходомеры и потоковая газовая хроматография.
Динамическое измерение жидкого СПГ относится к другим задачам: наливу автоцистерн, малотоннажным передачам и бункеровке. Количество груза судна традиционно определяется статическим методом по уровню жидкости, температуре и давлению в танках. Расходомеры на жидкостной стороне внутри терминала, например на питании линий испарителей, тоже могут быть, но они в основном служат для управления процессом и распределения, а не для коммерческого учёта выдачи в сеть.
Как определить границу системы
При проектировании береговых объектов СПГ жидкостные подключения (судовой манифольд, подключения автоцистерн и железнодорожных цистерн) и вход и выход газопровода рассматриваются как отдельные границы. В проекте узла учёта выдачи эта граница конкретизируется ответами на несколько вопросов:
· Собственник и оператор: Принадлежит ли узел учёта оператору терминала или оператору газотранспортной системы, и кто отвечает за поверку и опломбирование?
· Положение относительно других функций: Выполняются ли корректировка теплоты сгорания и одоризация до расходомеров или после них, и представителен ли пробоотбор для сдаваемой смеси?
· Контроль и сравнение: Как организуются рабочие и резервные линии, контрольный расходомер последовательно или сверка с измерениями другой стороны?
· Обмен данными: В какие системы, с какой периодичностью и через какую процедуру согласования передаются часовые и суточные данные по объёму и энергии?
Свойства выдаваемого газа, важные для учёта
Регазифицированный СПГ обычно чистый и сухой, поскольку газ проходит подготовку перед сжижением, однако его состав зависит от источника. Партии от разных поставщиков могут различаться долей более тяжёлых, чем метан, углеводородов и азота, поэтому теплота сгорания меняется от партии к партии. При учёте по энергии именно это делает особенно важными непрерывный анализ состава потоковым газовым хроматографом и расчёт по нему теплоты сгорания и коэффициента сжимаемости.
Второй фактор — диапазон расхода. Выдача следует за спросом сети и запасом в резервуарах и может меняться от очень малых значений до полной производительности, поэтому в большинстве проектов предусматривают несколько параллельных измерительных линий, которые подключаются и отключаются по расходу. Третий фактор — температура: на выходе испарителя она зависит от режима работы, и обычно предусматриваются контроль низкой температуры и отсечка, чтобы при недостаточной работе испарителя аномально холодный газ не попал в измерительные линии.
Исходные данные и их влияние на выбор
Параметр | Почему важен при проектировании | Влияние на выбор |
Минимальная и пиковая производительность выдачи | Терминал может работать в широком диапазоне между низким и пиковым спросом | Число параллельных линий, типоразмер расходомера и логика переключения линий |
Давление на входе в сеть | Под него настраиваются насосы выдачи и регулирование давления | Класс давления, диапазоны расходомеров и преобразователей |
Диапазон температуры на выходе испарителя | Аномально холодный газ опасен для материалов трубопровода и для точности измерений | Контроль температуры, отсечка по низкой температуре, выбор материалов |
Изменчивость состава партий | Теплота сгорания и сжимаемость меняются от партии к партии | Потоковый газовый хроматограф и метод расчёта |
Место корректировки теплоты сгорания и одоризации | Измеряемый газ должен представлять сдаваемый газ | Точка пробоотбора и положение узла в технологической цепочке |
Договор поставки и правила сети | Определяют стандартные условия, единицу энергии и периодичность поверки | Конфигурация вычислителя расхода, архивы и опломбирование |
Требования к энергетическому балансу терминала | Выдача является одной из статей сведения прихода и расхода терминала | Передача данных, метки времени и формирование отчётов |
Место в энергетическом балансе терминала
Учёт выдачи никогда не оценивается изолированно. Энергия, поступившая с каждой партией, изменение запаса в резервуарах, налив автоцистерн, газ на собственные нужды терминала и отпарной газ (BOG), направленный на факел или возвращённый в процесс, отслеживаются вместе с энергией, сданной в сеть. Систематическое смещение на узле выдачи проявляется как необъяснимый небаланс. Поэтому архивы узла должны вестись в единой шкале времени и в сопоставимых единицах с другими точками измерения на площадке.
Чем может помочь TLY Enerji
TLY Enerji оказывает инженерную поддержку при выборе технологии измерения и схемы измерительных линий на основе данных о расходе, давлении и составе. В зависимости от объёма проекта это может включать поставку ультразвуковых расходомеров, приборов давления и температуры и потоковых газовых хроматографов, системную интеграцию, монтаж, конфигурирование ПЛК и SCADA, испытания и пусконаладку. Разграничение ответственности между оператором терминала и оператором газотранспортной системы согласуется через техническое задание.
Данные для инженерной оценки
· Профиль выдачи: минимальная, номинальная и пиковая производительность, ожидаемое расширение
· Давление на входе в сеть и диапазон температуры на выходе испарителей
· Типичные составы партий или ожидаемый диапазон теплоты сгорания
· Расположение установок корректировки теплоты сгорания и одоризации в технологической цепочке
· Требования договора или правил сети: единица энергии, стандартные условия, способ поверки
· Собственник узла, ответственность за эксплуатацию, наличие учёта у другой стороны
· Генплан, классификация взрывоопасных зон и интерфейсы системы управления
Связанные страницы
· Узлы коммерческого учёта природного газа: Неопределённость, поверка и ведение архивов при коммерческом учёте газа.
· Блочные узлы учёта газа с ультразвуковыми расходомерами: Технология, чаще всего применяемая на высокорасходных линиях выдачи.
· Системы измерения и анализа качества природного газа: Потоковое определение теплоты сгорания, меняющейся от партии к партии.
· Системы коммерческого учёта СПГ: Учёт жидкого СПГ по энергии и его отличие от учёта выдачи.
· Системы измерения отпарного газа (BOG): Ещё одна газовая статья энергетического баланса терминала.
Часто задаваемые вопросы
Можно ли учитывать выдачу в сеть, пока СПГ ещё находится в жидком состоянии?
Технически измерение на жидкостной стороне возможно, и некоторые терминалы используют его для управления процессом. Однако после испарителей могут выполняться регулирование давления, корректировка теплоты сгорания или одоризация, поэтому точнее всего сданное в сеть количество отражает узел учёта газа после регазификации. Какая точка является коммерческой, определяют договор и правила сети.
Зачем при учёте выдачи нужен газовый хроматограф?
Партии из разных источников могут отличаться по составу, а значит и по теплоте сгорания. При учёте по энергии энергия рассчитывается как произведение объёма при стандартных условиях или массы на представительную теплоту сгорания, поэтому состав нужно контролировать непрерывно. Данные хроматографа используются также для расчёта коэффициента сжимаемости при приведении объёма.
Чем учёт выдачи отличается от коммерческого учёта СПГ?
Узел учёта выдачи измеряет регазифицированный природный газ под высоким давлением при входе в сеть. Коммерческий учёт СПГ охватывает передачу жидкости между сторонами при судовых, автоцистерных или малотоннажных операциях с использованием измерений в резервуарах, весов или криогенных расходомеров. Это разные статьи энергетического баланса терминала, которые сводятся между собой.
Что происходит на узле учёта при отказе испарителя?
Если испаритель не обеспечивает достаточного подвода тепла, газ на выходе может оказаться значительно холоднее обычного. Это угрожает и материалам трубопровода, и точности измерений, поэтому на линии выдачи обычно контролируют температуру и предусматривают функцию прекращения подачи ниже заданного предела. Предел и логика отсечки определяются анализом рисков конкретного проекта, а не единым правилом.