CN116951308A - 一种lng接收站天然气损耗的计算方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种LNG接收站天然气损耗的计算方法，属于天然气运输领域；它解决了LNG接收站在正常生产运营工况下由于计量系统的计量准确性产生的计量误差的计算问题，其具体技术方案是：首先根据LNG接收站计量系统的组成建立相应的接收站计量数学模型，然后分别计算计量系统中各计量支线的计量不确定度，最后根据误差的合成与传递的原理明确各支线误差与接收站整体误差之间的函数关系，得到LNG接收站在正常工况下的天然气损耗。本发明考虑了LNG接收站的全流程计量，更符合实际情况，提供一种LNG接收站天然气损耗的计算方法，为接收站的安全生产以及企业制定相应的损耗指标提出了更为精确的参考。
Description
技术领域
本发明属于天然气运输领域，具体而言，涉及一种LNG接收站天然气损耗的计算方法。
背景技术
LNG接收站的主要功能包括LNG的接收，储存，外输以及对BOG的处理。在这些流程中由于计量系统的计量误差，站内自用气以及其他人为因素等必然会导致天然气的损耗，即LNG的购入量和外输量之间存在偏差，天然气的损耗直接影响到企业的生产成本和经济效益。对于LNG接收站而言，站内损耗的大小是评估站内工艺水平及管理水平的重要指标。因此有必要对天然气的损耗进行分析研究，提出相关的措施或方法降低损耗，以达到节能降耗的目的。
目前，由于不同的LNG接收站的内部结构及企业管理方式的差异，行业内并没有形成统一的损耗指标。因此，对LNG接收站天然气的损耗进行研究，可以为企业制定相应的指标提供参考，同时也能作为预警值为站内天然气损耗提供预警的作用。通过LNG接收站的计量系统可知道影响站内天然气损耗的主要因数就是计量设备的计量准确性。
发明内容
本发明的目的在于提供一种LNG接收站天然气损耗的计算方法，以解决上述背景中提到的问题。为实现上述目的，本发明的技术方案如下：
一种LMG接收站天然气损耗的计算方法，其特征在于，具体包括以下步骤：
LNG接收站涉及到的计量主要有LNG到港计量，LNG储罐储存计量，液态天然气销售计量，气态天然气外输计量，SCV，火炬长明灯及锅炉的自用气计量。综上所述，可以将LNG接收站的计量系统分为进气端计量、出气端计量和罐存量计量三部分，其中进气端是到港计量支路，出气端是SCV用气计量支路，火炬长明灯用气计量支路，锅炉用气计量支路，LNG销售计量支路和气态天然气外输计量支路，罐存量计量则是储罐内LNG的计量。下面对各计量支线的计量误差分别进行计算。
由于LNG的质量受组分以及温度的影响较大，目前大宗LNG的国际贸易一般采用热值为单位进行交接计量。其计算公式为：
Q＝(VLNG·ρLNG·GLNG)-EBOG-Eengine
其中VLNG表示卸载的LNG体积，m3；ρLNG表示LNG在舱内的密度，kg/m3；GLNG表示LNG组分的总热值，kJ/kg；EBOG表示返舱BOG的热量，MJ；Eengine表示LNG船发动机消耗的天然气能量，MJ。该公式涉及到LNG体积，密度，热值等方面的求解，求解公式如下：
LNG体积计算公式为下式：
VLNG＝V1-V2
式中V1,V2分别表示卸货前后船舱中天然气的液相体积，该数据可通过现场液位以及舱容—液位对照表查询，测量误差控制在0.1％以内。
LNG密度计算公式为下式：
式中ρLNG表示LNG在温度T℃时的密度，kg/m3；xi表示i组分的摩尔分数，％；Mi表示i组分的摩尔质量，kg/kmol；Vi表示i组分在温度T℃时的摩尔体积，m3/kmol；k1,k2表示温度T℃时液体体积缩减的校正系数；T表示装货后或卸货前船舶货舱内液体的平均温度，℃。
LNG单位质量高热值计算公式为下式：
式中Gi表示液体中组分i的质量基高位发热值，kJ/kg。
返舱BOG热量计算公式为下式：
式中V3表示返舱BOG的体积，为LNG卸载体积，m3；Tv表示卸货后船舱内BOG的平均温度，℃；Pv表示卸货后船舱内BOG的平均压力，kPa；Ps表示参比压力，通常为标准压力，即101.325kPa；Ts表示参比温度，通常为标准温度，即15℃；Ggas表示船舱内气态气体的GCV，MJ/m3。
LNG船发动机消耗天然气能量计算公式为下式：
Eengine＝Vg·Ggas
式中Vg表示LNG船发动机消耗的总气量，m3；由燃烧炉计量仪表测得。
根据上述公式可得知影响LNG热值计算的主要因素包括LNG的交接体积VLNG，船舱内气态天然气的温度T以及压力P，LNG的组分xi，发动机的耗气量V。由于LNG组分绝大部分为甲烷，少量乙烷，因此本文在组分上只考虑甲烷和乙烷。根据误差传递及合成的原理，直接用关系式进行误差的求解。热值Q与各影响因素之间的关系为：
多元函数的增量可以用函数的全微分表示，上式的函数增值dQ为：
由于各个影响因素的测量误差值很小，可用来近似代替上式中的微分量，将各影响因素的计算公式代入可得到LNG到港交接计量误差如下：
根据上述公式可知，LNG到港计量误差计算所需的参数包括LNG船在卸船过程中，船舱内液位测量误差ΔVL，温度测量误差ΔT，压力测量误差ΔP，气相色谱仪各组分测量误差、甲烷测量误差乙烷测量误差/>发动机耗气量测量误差ΔV以及卸船过程中的各项运行数据，即卸货前后船舱中天然气的液位，LNG的组分,卸货后船舱中BOG的平均温度和平均压力T,P，LNG及船舱内气态气体的单位质量高热值/>(查询标准ISO6976)，LNG组分的摩尔质量,摩尔体积Mi,Vi以及液体体积缩减校正系数k1,k2(查询标准ISO6578)就可计算出到港计量误差。下面对天然气出气端的计量误差进行计算
LNG经气化后进入城市管网或输气干线，该部分天然气量由计量撬系统进行计量。其工作流程由超声波流量计测出工况条件下的气体流速，由温度，压力变送器测出工况下的温度和压力，并计算体积流量，最后根据在线色谱仪所测组分换算为标况下的天然气流量。
根据《GB/T 18604-2014用气体超声流量计测量天然气流量》，标况下的瞬时体积流量按下式计算：
上述公式表示被测流体在工况下的瞬时气体流量，在贸易交接中需要将其按下式转换为标准参比条件下的流量值。
式中：qn表示标况下的天然气体积流量，m3/h；表示qf工况下的天然气体积流量，m3/h；pn表示标况下的天然气压力，MPa；pf表示工况下的天然气压力，MPa；Tn表示标况下的天然气温度，K；Tf表示是工况下的天然气温度，K；Zn表示标况下的天然气压缩因子，按GB/T17747计算得出；Zf表示工况下的天然气压缩因子，按GB/T 17747计算得出；D表示超声波流量计测量管段管径，m；v表示超声波流量计测量管段的天然气平均流速，m/s。
代入公式后得到标况下的瞬时体积流量计量公式为:
由上述公式即可得到气态计量时单个计量支路的不确定度计算公式为：
式中：Δqn表示工作条件下的体积流量计量误差，m3/h；Δpf表示工作条件下的压力测量误差，kPa；ΔTf表示工作条件下气体温度测量误差，K；ΔZf表示工作条件下的压缩因子计算误差；ΔZn表示标准参比条件下的压缩因子计算误差；Δv表示超声波流量计测量天然气流速误差，Δd表示管径校准值与实际管径之间的误差值。
当LNG接收站存在多条气态外输管线时，根据单条计量支路的计量标准不确定度，按照不确定度的并联合成方法就可确定出气态外输管线的计量标准不确定度，若支路并联n条计量支路，其流量分别为q1,q2,···,qn，则流过该条支路的总流量为Q，该支路中各条计量支路的计量不确定度为u(q1),u(q2),···,u(qn)，则总的气态外输计量不确定度估算公式如下：
LNG液态销售量的计量是直接采用地磅称槽车在装载货物前后的重量，其差值即为销售量。假设地磅的最小刻度为Xkg，则每次称重产生的误差范围在-X～X之间，总销售误差受到销售次数以及单次销售时的误差影响。通过统计每个月槽车装载的车次数N可以计算出每个月液态销售计量的误差：
u(Qyx)＝±X×N
LNG接收站计量系统除上述计量支线外还包括站内SCV用气，锅炉用气以及火炬长明灯用气，均属于站内自用气。因此将三条支线合并为站内自用气支线进行处理，其用气量由标准孔板流量计测得。
根据GB/T21446-2008《用标准孔板流量计测量天然气流量》，标准孔板流量计的流量测量不确定度估算公式为式1，其中温度，压力以及差压测量的不确定度按式2计算。
其中qm为天然气在标准参比条件下的体积流量，m3/s；表示孔板流量计流量测量不确定度；β表示孔径比，β＝d/D；/>表示流出系数不确定度；/>表示可膨胀性系数不确定度；/>表示测量管内径的不确定度，其值为0.4％；/>表示孔板开孔直径的不确定度，其值为0.07％；/>表示天然气相对密度测量的不确定度，其值为0.3％；/>表示天然气压缩因子测量的不确定度；/>表示天然气在操作条件下的气流热力学温度测量的不确定度度；/>表示天然气在操作条件下上游侧取压孔绝对压力测量的不确定度；/>表示差压测量的不确定度。ξ表示测量仪表准确度等级；Xk表示仪表测量范围上限值；Xi表示预计仪表测量值(X表示压力，温度及压差)。
接收站计量系统进气端只有到港交接一条支线，因此进气端的计量不确定度即为LNG到港交接计量的不确定度：u(Qin)＝u(Qdg)
出气端包括5条出气支线，上文进行部分处理后简化为3条出气支线进行计算。此时出气端的三条计量支线属于并联计量，则出气端的总的不确定度为：
式中Mqx表示气态外输量；Myx表示液态销售量；Mzy表示站内自用气量；MOUT表示出气总量，且MOUT＝Mqx+Myx+Mzy。
储罐与进气端，出气端共同构成LNG接收站的计量系统，因此要计算LNG接收站的理论损耗，还需要计算储罐计量的不确定度，储罐内液相LNG的计算公式为：
式中Mcg罐内LNG质量，t；ρ液罐内LNG平均密度，g/cm3；VL储罐内LNG的体积，m3；VB储罐容量表中对应测量液位容量示值，m3；α罐壁材质线膨胀系数，取α＝0.0000089，1/℃；t罐壁温度，用罐内液体温度代替，℃。
根据误差传递理论即可得到储罐计量的不确定度计算公式：
由于进气端、LNG储罐罐存以及出气端产生的测量标准不确定度为LNG接收站流量测量理论损耗率的三个分量，因此，根据误差理论中合成不确定度的方法对进气端、LNG储罐罐存以及出气端的天然气测量不确定度进行方和根合成后，再进行代数合成即得到LNG接收站计量系统的理论损耗率：
ΔMin＝±[Min×u(Qin)]
ΔMout＝±[Mout×u(Mout)]
ΔMguan＝±[Mguan×u(Qguan)]
ΔMMax＝±(ΔMin+ΔMout+ΔMguan)
式中，ΔMin，ΔMout，ΔMguan分别表示进气端，出气端和储罐产生的计量偏差，m3；ΔMMax表示LNG接收站计量系统由于计量仪表不确定度所引起的流量计量偏差，m3；M期初罐存表示统计周期内LNG站内储罐的初期罐存量，m3；W表示LNG接收站天然气损耗率。
附图说明
图1为LNG接收站天然气损耗计算方法的技术路线。
图2为LNG接收站计量系统的计量模型。
图3为某LNG接收站在6个月内的运行数据。
图4为接收站各计量支线的计量不确定度和天然气损耗的计算值。
具体实施方式
下面结合附图具体操作方式对本发明作进一步详细的说明，下述参照附图对本发明操作方式的说明旨在对本发明的总体构思进行解释。
本发明方法的计算技术路线如图1，根据该技术路线建立LNG接收站的数学计量模型如图2。
计算LNG到港交接计量误差，取船舱液位测量误差2mm，返舱气温度测量误差0.2℃，返舱气压力测量误差0.2kpa，发动机流量测量准确度0.75％，在线色谱仪测量准确度0.05％。
计算LNG储罐计量误差取LNG密度测量误差0.1kg/m3、温度测量误差0.1℃、密度计测量误差2mm，气相温度测量误差0.1℃、气相压力测量误差0.1kpa。
气态外输计量误差，取检定流量计扩展标准不确定度0.29％、流量计校准数据标准不确定度0.03％、压力变送器测量准确度0.05％、温度变送器扩展标准不确定度0.1％、压缩因子计算标准不确定度0.05％、标况密度计算标准不确定度0.1％。
以附图3所示数据为基础数据采用本发明方法进行计算得到LNG接收站的理论损耗及理论损耗率数据为附图4。
图4中实际损耗率是直接对比该站的生产数据计算得出，从表中可看出，2月、3月的实际损耗小于理论损耗，说明在该段时间内站内各个计量环节计量正常，天然气损耗在正常范围内，而1、4、5、6月的实际损耗大于理论损耗，且1月、5月的实际损耗为正值，说明LNG接收站出现了天然气的亏损，若在该段时间内站内没有发生大的泄漏事故和大的工况调节，可以认为站内某些计量环节、计量仪表或计量方法出现了异常，需要具体分析，进行排查。同时在该段时间内各月的理论损耗率是不同的，但变化幅度较小，因此在贸易交接量变化幅度不大的情况下可认为该接收站的理论损耗率为均值0.14％。
Claims (5)
1.一种LNG接收站天然气损耗的计算方法，其特征在于：该方法包括以下步骤，先建立LNG接收站的计量系统数学模型，然后根据现场数据计算各计量支线的计量不确定度，最后基于误差的合成与传递的原理计算出接收站的天然气损耗。
2.根据权利要求1所述的LNG接收站天然气损耗的计算方法，LNG接收站的计量系统数学模型主要由三部分组成，包括进气端，出气端以及储存端。
3.根据权利要求1所述的LNG接收站天然气损耗的计算方法，现场计量支线包括到港交接，气态外输，液态销售，站内储存以及站内自用气五条计量支线。
4.根据权利要求3所述的LNG接收站天然气损耗的计算方法，LNG接收站各支线计量不确定度的计算方法，其特征在于：LNG体积，LNG密度计算，超声波流量计，孔板流量计的计量误差计算，BOG的热值，返舱LNG的能量计算。
5.根据权利要求1所述的LNG接收站天然气损耗的计算方法，LNG接收站天然气损耗的计算方法，其特征在于：误差计算原理和天然气损耗的计算，根据系统误差的合成与传递得到LNG接收站的天然气损耗。
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