Pomiary rozliczeniowe LNG: w jaki sposób najnowsze technologie pomiarów ultradźwiękowych zapewniają wymaganą dokładność

LNG przechodzi przez kilka etapów w łańcuchu wartości, zarówno w ramach sprzedaży wewnątrz przedsiębiorstwa, jak i transakcji między dwoma firmami lub nawet krajami. W przypadku najnowszych tankowców do transportu LNG klasy Q-Max, o pojemności sięgającej 266 000 m³ LNG, wartość finansowa jednego ładunku LNG wynosi około 50 mln euro na statek (w oparciu o średnie wartości gęstości, wartości opałowej oraz średnich przyszłych cen LNG notowanych na europejskiej giełdzie energii EEX w 2026 r.). Taką ilość LNG należy uwzględnić przy rozliczaniu energii przekazywanej przez sprzedającego kupującemu. Niepewność pomiaru wynosząca 0.1% odpowiada ilości skroplonego gazu LNG o wartości mniej więcej 50 000 euro na jeden tankowiec podczas załadunku lub rozładunku. Tych niepewności nie da się całkowicie wyeliminować, ale można je zminimalizować.

Ponieważ transport LNG na dużą skalę odbywa się na poziomie globalnym między dużymi przedsiębiorstwami, nie istnieją żadne lokalne ani globalne przepisy, których sprzedawcy i nabywcy musieliby przestrzegać. Zamiast stosować normy o zasięgu globalnym, obecna metodologia pomiarowa została opracowana w oparciu o inne produkty węglowodorowe, takie jak ropa naftowa, LPG i inne, i została uwzględniona w kodeksach dobrych praktyk, takich jak GIIGNL Custody Transfer Handbook [3]. Najnowocześniejsze metody pomiarowe obejmują:

1. Pomiar ilościowy LNG (objętość / masa) z wykorzystaniem pomiarów poziomu, temperatury i gęstości na tankowcach do transportu LNG przy możliwych do osiągnięcia niepewnościach wynoszących 0.2 – 0.55 % (k=2) dla objętości LNG i dodatkowych niepewnościach dla gęstości i temperatury
2. Pomiar jakościowy (wartość opałowa) wykonywany za pomocą chromatografów gazowych i układów odparowujących (patrz np. [4] przy możliwych do osiągnięcia niepewnościach 0.04 % i 0.07 % (k = 2)).

Ogólna niepewność pomiaru energii dostarczonego LNG została podana w materiałach GIIGNL jako 0.5–0.7 % (k=2). Liczba ta odpowiada niepewności finansowej wynoszącej około +/- 250 000 – 350 000 euro na każdą dużą transakcję.

W przypadku obu wielkości mierzonych (ilości i jakości) istnieją technologie, które w dobrych warunkach pomiarowych pozwalają uzyskać zadowalające wyniki. Jednak pomiary LNG wymagają stawienia czoła dodatkowym wyzwaniom, które mogą utrudniać zapewnienie dobrych warunków pomiarowych.

Aby uzyskać dokładny odczyt ilości lub objętości na tankowcu do transportu LNG, należy między innymi zwrócić szczególną uwagę na następujące kwestie i wprowadzić odpowiednie poprawki:

• Indywidualne geometrie zbiorników statku (tabele zbiorników), które przeliczają odczyty poziomu na objętość oraz uwzględniają wpływ elementów wewnętrznych zbiornika oraz zmian geometrii spowodowanych temperaturą.
• Przemieszczanie się gazu w zbiorniku spowodowane ruchem statku (przechyłem/przegłębieniem) lub prądami konwekcyjnymi wewnątrz zbiornika.
• Wrzenie LNG wewnątrz zbiornika powodujące rozmycie granicy fazowej między cieczą a gazem
• Martwe objętości między zbiornikami na tankowcu do transportu LNG a zbiornikami w terminalu.
• Właściwa kalibracja i uszczelnienie wszystkich używanych przyrządów oraz sprawdzenie przez specjalistę, czy wszystkie są sprawne i znajdują się w odpowiednim miejscu.
• Wystarczający czas na ustabilizowanie się poziomu w zbiorniku przed i po załadunku i zapewnienie stabilnych odczytów, przy czym należy też pamiętać o konieczności obniżenia opłat za zajmowanie nabrzeża poprzez wykorzystanie szybkiego przesyłu LNG.

W przypadku pomiarów jakościowych na terminalu skraplania lub regazyfikacji należy zwrócić uwagę na:

• Reprezentatywne odparowywanie i minimalne opóźnienia przy pobieraniu próbek LNG.

Zazwyczaj urządzenia służące do pomiaru ilościowego należą do przedsiębiorstwa żeglugowego lub właściciela statku, natomiast urządzenia służące do pomiaru jakościowego należą do zakładu skraplania/regazyfikacji, co może powodować dodatkowe komplikacje w przypadku sporów.

Przepływomierze ultradźwiękowe (UFM) i Przepływomierze masowe Coriolisa (MFM) są przyrządami przeznaczonymi do wykonywania pomiarów dynamicznych w instalacjach, w odróżnieniu od metod statycznych, takich jak pomiary poziomu w zbiornikach lub ważenie (za pomocą mostków wagowych). Podstawowe pojęcia, zalety i wyzwania związane ze statycznym i dynamicznym pomiarem ilości LNG przedstawiono w poniższej tabeli::

Dzięki przejściu ze statycznej na dynamiczną metodę pomiarową rozwiązano następujące problemy:

• Indywidualne kształty zbiorników: ruchy statku ani przepływ cieczy wewnątrz zbiornika nie powodują już niepewności pomiarowej.
• Nie ma potrzeby uwzględniania żadnych martwych objętości ani przepływów płynów (LNG/BOG) zarówno wewnątrz tankowca do transportu LNG (np. gazu paliwowego) jak i w instalacji (np. w sprężarkach). Część instalacji znajdująca się przed punktem rozliczeniowym należy do sprzedającego, a część znajdująca się za tym punktem należy do kupującego.
• Znacznie zmniejsza się liczba przyrządów, które mogą wymagać sprawdzenia przez kontrolera pod kątem prawidłowej kalibracji i plombowania, a przyrządy te są umieszczone blisko siebie.
• Urządzenia pomiarowe (ilościowe i jakościowe) mogą w całości należeć do jednej strony; teoretycznie możliwa jest konfiguracja typu „master/duty” całego zestawu (jeden skid na statku, jeden skid na nabrzeżu zakładu).

Ponadto przepływomierze UFM oferują następujące korzyści, szczególnie w zakresie pomiaru LNG w dużych ilościach:

• Możliwość stosowania w rurociągach o średnicy 36 in. lub większych.
• Brak spadku ciśnienia (co mogłoby prowadzić do powstawania BOG/kawitacji).
• Dodatkowa diagnostyka procesu (np. prędkość dźwięku) poprzez monitorowanie jakości LNG.
• Nie wymagają praktycznie prac konserwacyjnych i nie wykazują tendencji do dryfu.
• Dostępny jest przepływomierz UFM z dopuszczeniem do pomiarów rozliczeniowych (np. OIML R117).

Przepływomierz FLOWSIC900 został zaprojektowany od podstaw pod kątem pomiarów LNG z wykorzystaniem wieloletnich doświadczeń firm Endress+Hauser oraz SICK w dziedzinie pomiarów gazu ziemnego. Przyrząd posiada dopuszczenie do pomiarów rozliczeniowych zgodnie z najnowszą normą OIML R117:2019 dla najwyższej klasy dokładności 0.3, do stosowania w "dynamicznych systemach pomiarowych cieczy innych niż woda". Przyjmując ostrożne podejście, pomiar przy użyciu przepływomierza UFM pozwala osiągnąć niepewność pomiaru wynoszącą zaledwie 0.3% zgodnie z normą OIML R117, co i tak oznaczałoby zmniejszenie niepewności pomiaru objętości o 0.25% (z 0.55% do 0.3%) lub zmniejszenie niepewności finansowej o około 125 000 euro na każdy statek do transportu LNG podczas załadunku lub rozładunku.

Chociaż przewaga pod względem dokładności przemawia za stosowaniem przepływomierzy UFM, nadal często pojawiają się wątpliwości co do ich przydatności. Kwestie te zostały pokrótce omówione w poniższym rozdziale.

W trakcie procesu homologacji metrologicznej zgodnie z najnowszą normą OIML R117:2019 firma Endress+Hauser – we współpracy z jednostką certyfikującą NMi – zwróciła szczególną uwagę na zbadanie niezawodności i niepewności pomiarowej przepływomierza w warunkach kriogenicznych LNG. [5]

Obejmuje to specjalne badania przetworników pod kątem stabilności i dokładności odczytów w warunkach kriogenicznych na odpowiednio zaprojektowanym stanowisku badawczym, a także weryfikację możliwości przeniesienia wyników z płynów kalibracyjnych (np. wody lub ciekłych węglowodorów) na docelowy płyn, jakim jest LNG (charakteryzujący się niską lepkością, a co za tym idzie wysoką liczbą Reynoldsa), przeprowadzoną na stanowisku badawczym VSL LNG w Rotterdamie z zachowaniem spójności pomiarowej z jednostkami SI. [6]

Na poniższym wykresie przedstawiono wyniki kalibracji ilustrujące możliwość przeniesienia pomiaru na różne media, a także liniowość przyrządu oraz ekstrapolację w kierunku wyższych wartości liczby Reynoldsa; wykres ten wskazuje, że metodę tę można zastosować w przypadku przepływomierzy LNG.

W przeszłości, z różnych powodów, branża LNG oraz branża naftowo-gazowa nie wdrażały tej nowej technologii zbyt szybko. Zazwyczaj proces, w wyniku którego określona technologia stawała się standardem branżowym, przebiegał następująco: najpierw technologia stawała się dostępna, następnie powstawały standardy globalne, lokalne i firmowe, a na końcu technologia ta była wdrażana i stawała się standardem branżowym.

Chociaż jest to tradycyjny i najbezpieczniejszy sposób wykorzystania nowych technologii, w pewnym stopniu hamuje on innowacje. Z drugiej strony – nie ma żadnych przepisów ani zaleceń, które nakazywałaby, aby transakcje dotyczące LNG przebiegały zgodnie z tymi najczęściej wyróżnianymi etapami. Endress+Hauser zaprasza operatorów i firmy zajmujące się projektowaniem, zaopatrzeniem i budową do zapoznania się z technologią doskonale dopasowaną do potrzeb obecnych i przyszłych instalacji LNG.

Ogólnie rzecz biorąc, technologię ultradźwiękowego pomiaru przepływu można uznać za wolną od dryftu, a Endress+Hauser nie widzi technicznej konieczności regularnej ponownej kalibracji swoich przepływomierzy LNG podczas normalnej eksploatacji. Jest to więc raczej kwestia zaufania do przyrządu zamontowanego na obiekcie oraz o sposobu w jaki można wykazać, że wyniki pomiarów pozostają wiarygodne. W chwili publikacji dostępne są urządzenia do pomiaru przepływu LNG o wydajności do 4500 m³/h, które mogą obsłużyć przepływy w rurociągach załadunkowych i rozładunkowych o średnicy do 24 cali lub – przy ekstrapolacji wyników pomiarów – nawet większe [7].  Przeprowadzanie pomiarów wiąże się jednak z pewnymi praktycznymi trudnościami, takimi jak transport systemu pomiarowego do przyrządu (np. na pomost), zapewnienie stabilności metrologicznej oraz wykonanie odpowiednich przyłączy procesowych dla układu pomiarowego.

Ponowna kalibracja w wodzie lub oleju jest co do zasady możliwa, wiąże się jednak z koniecznością wyjęcia przyrządu z (prawdopodobnie) izolowanego rurociągu. Z punktu widzenia producenta najwłaściwszym rozwiązaniem jest wykorzystanie metod, które są obecnie standardem w pomiarach gazu ziemnego i ropy naftowej. Podejście to polega na zastosowaniu dwóch przepływomierzy UFM o różnej konstrukcji (ewentualnie pochodzących od różnych dostawców) w konfiguracji „master/duty”, w której przepływomierz "duty" (roboczy) jest regularnie porównywany z przepływomierzem "master" (wzorcowym), a przepływomierz "master" może zostać wysłany do ponownej kalibracji bez konieczności zatrzymywania całej linii LNG.  Innymi słowy, operatorzy mogą uznać początkową kalibrację fabryczną za nadal obowiązującą, jeśli przyrząd "master" i przyrząd "duty" wskazują te same wartości.

Przepływomierze ultradźwiękowe – podobnie jak przepływomierze masowe – działają najlepiej w warunkach pomiaru jednofazowego. Warunki te można osiągnąć dzięki odpowiednim środkom ostrożności podjętym przez operatora, np. poprzez wstępne schłodzenie przewodu, w którym wykonywany jest pomiar oraz zapewnienie niezawodnej izolacji termicznej na całej jego długości.

Konstrukcja przepływomierza FLOWSIC900 ogranicza do minimum potencjalny wpływ ciepła na część pomiarową i umożliwia szybkie schłodzenie przyrządu. W badaniach przepływu dwufazowego przeprowadzonych w HZDR w Niemczech ustalono, że pomiary są możliwe przy udziale objętościowym frakcji gazowej (GVF) do 5%.

Wyzwania i obawy, które dotychczas utrudniały powszechne stosowanie przepływomierzy UFM w pomiarach rozliczeniowych LNG, zostały w dużej mierze przezwyciężone – technologia ta jest gotowa do stosowania. W najbliższej przyszłości oczekuje się, że przepływomierze UFM będą coraz częściej stosowane w zakładach przetwarzania LNG. Będą one wykorzystywane głównie jako przepływomierze procesowe w liniach załadunkowych i rozładunkowych do monitorowania pomp LNG lub do pomiaru wycieku LNG, ale także jako przyrządy kontrolne służące jako punkt odniesienia dla pomiarów poziomu, zanim ostatecznie staną się standardem branżowym w zakresie pomiarów rozliczeniowych LNG. Międzynarodowe normy będą się nadal rozwijać i ułatwiać stosowanie systemów pomiarowych LNG opartych na technologii ultradźwiękowej lub Coriolisa w transakcjach dotyczących LNG, zarówno na małą, jak i na dużą skalę. Ostatecznie niepewności pomiarowe będą się nadal zmniejszać, co pozwoli operatorom sektora LNG skupić się na niepewnościach gospodarczych i politycznych, które prawdopodobnie pozostaną aktualne.

1. ‘Raport roczny GIIGNL za rok 2025’, International Group of Liquefied Natural Gas Importers (GIIGNL), (2025), www.giignl.org/annual-report
2. ‘Shell LNG Outlook 2025’, Shell, (2025), www.shell.com/what-we-do/oil-and-natural-gas/liquefied-natural-gas-lng/lng-outlook-2025.html
3. ‘Custody Transfer Handbook’, GIIGNL, (2021), 6. edycja
4. ‘Liquefied Natural Gas – LNG’, DVGW, www.dvgw.de/themen/gas/gase-und-gasbeschaffenheit/liquefied-natural-gas-lng
5. WINKLER, T., BODENDORFER, K., KLUPSCH, M., RACKOW, S., KADE, A., FRIEDRICH, S., WESER, R., and EHRLICH, A., ‘113 A Cryogenic Test Setup for Characterization of Ultrasonic Flow Measurement’, 17th Cryogenics 2023 IIR Conference and Exhibition, Niemcy, (24 kwietnia 2023).
6. GUGOLE, F., SCHAKEL, M. D., DRUZHKOV, A., and BRUGMAN, M., ‘Assessment of alternative fluid calibration to estimate traceable liquefied hydrogen flow measurement uncertainty’, International Journal of Hydrogen Energy, (21 czerwca 2024).
7. ‘Cryogenic Meter Provers for LNG Service’, Flow Management Devices, https://flowmd.com/application-specific-meter-provers/cryogenic-meter-provers-for-lng-service/