张其芳 陈国峰 陈向阳 叶锐钧

深圳出入境检验检疫局

船输液化天然气计量应用实践

张其芳 陈国峰 陈向阳 叶锐钧

深圳出入境检验检疫局

介绍了由船舶运输的液化天然气特点，以及在贸易计量时与一般商品的区别和能量计算的必要性。依据标准，分析和介绍了在船运液化天然气检测过程中有关舱容计算、液态密度计算、卸载能量质量计算、单位热值等一系列检测过程的方法和步骤，为检测人员对液化天然气的检测提供了实用性参考资料。

液化天然气 能量 卸载 单位热值 密度

目前，我国已开通天然气进口的口岸有深圳、莆田、霍尔果斯、上海、南通、大连、宁波、天津、吉木乃、瑞丽、珠海、海南、天津，以后还会陆续开通漠河、曹妃甸等口岸。据统计，2014年中国进口天然气总量已达到4 287×104t，其中LNG为1 985×104t。上述除了陆地口岸霍尔果斯、吉木乃、瑞丽、漠河外，其余的海港口岸均为进口液态形式的天然气。由于天然气被液化后，其体积缩小，约为气态的1／600，为远洋船舶运输提供了极好的条件。因此，通过海运进口的LNG在未来的几年会有较大幅度的上升。

在我国，天然气既是与国计民生密切相关的大宗商品，同时又属于危险化学品。因此，在进口时国家实行强制检验，但如何快速、准确地对船运LNG进行计量是检验时需解决的一个课题。LNG的计量有多种方法标准可供选择，至于选用哪个标准可由贸易双方自行商定。计量的目的除了获取用于交接计价的能量外，还要获得报关所用的质量。

目前，LNG国际贸易计量中使用较多的标准主要有ISO和GPA（天然气加工者协会）标准，如ISO 13398：1997（E）《冷冻轻烃液体－液化天然气船上输送程序》［1］用于LNG船舱中体积计量所需的液位、温度、压力的测量；ISO 8943：2007（E）《冷冻轻烃液体－液化天然气的连续和间歇取样方法》用于在LNG装载时的管线取样；GPA 2261－2013《气相色谱法分析天然气和类似混合气体》［2］用于样品的分析；GPA 2172－2009《天然气高热值、相对密度和压缩因子的计算方法》［3］用于天然气的单位发热量、相对密度和压缩因子的计算；ISO 6578：1991（E）《冷冻液态烃液体的静态测量计算》［4］用于LNG的密度、质量和能量等的计算［5］。

1 船输LNG计量的特点

LNG运输船船舱的温度约－160℃，压力约110 kPa，此时的船舱条件处于LNG的泡点温度以上。由于总有少量热流通过绝热层导入，引起LNG蒸发而产生气体（BOG），气体中肯定含有较高浓度的最具挥发性的组分。通常，LNG运输船不具备再液化的设备，只是将BOG经压缩机加压后作为船舶燃料的一部分，以维持船舱压力的平稳。

在装卸时，为了保持系统的压力平衡，将船舱的液相管线与岸罐的液相连接的同时，也将气相管线与岸罐的气相连接。货舱中的LNG液体被卸往岸罐时，岸罐中的气体也可通过气相管线返回到货舱中。这部分由岸罐返回到船舱中的天然气所带的能量通常称为返回能量，在计量时必须一并计算。

通常，在船舱中不同的高度安装5个温度计，应根据液面高度与船舱的温度计安装图来确认该点是气相温度还是液相温度。同时，无论是液相还是气相均有一定的温度梯度分布，利用船舱的温度梯度分布可以判断该点的温度是否准确。

船舱的气相蒸发空间具有较大的温度梯度分布，其梯度不一定是线性。当采用的液面测量装置类似于浮球标尺等易受温度影响时，必须进行适当的校正。

漂浮于水中的运输船，由于受浪、涌等海况的影响，总处于不停的波动状态，在测量船舱液面时必须是在船舶处于相对稳定的状态时进行。LNG运输船几乎都是大型的船舶，有的装载量达到21×104m3以上，且船舱数量较少，通常只有4到5个舱，液面读数的少许误差都会带来较大的计量误差。

LNG在－160℃时的体积膨胀系数近似为0.003 0℃－1，普通柴油在常温下的体积膨胀系数约为0.000 8℃－1，即温度对其舱容体积的影响较为敏感，是柴油的数倍之多。

根据以上所述，可知船输LNG的舱容测量误差的来源主要是温度和液面的测量误差。

2 舱容计量

对LNG运输船计量的第一步，是按照贸易双方约定的有关标准对船舱中的各项参数诸如温度、压力、液位等进行测量，如可选用标准ISO 13398：1997（E）进行计量。在运输船舶完成系泊，经检查船舶状态稳定，达到计量条件后，按照规定的要求测量液深、液体温度、气体温度、气体压力、横倾度、纵倾度。

2.1 舱容计量应达到的条件

用于装载或卸载的输送管线应在开始和结束密闭输送时处于相同的体积条件。连接到蒸气集管的蒸气管线应被打开，以便使所有货舱内的蒸气压力相同。

在计量开始之前，所有可能影响计量结果的各种货船设施，诸如货舱内的喷射泵、BOG压缩机等都应停止下来。

确保从船舶到锅炉和岸上储罐的气液管线已经关闭，以使船舱处于相对独立的密闭体系。

在进行计量期间，应保持船舶的纵倾度和横倾度不变。

2.2 船舱计量

原则上，建议前尺和后尺计量时都采用相同的方法，如果在前尺计量时通常使用的主液位计不可操作，则使用替代的辅助液位计。即使其后主液位计已经得到了修正或修复，在后尺计量时也应使用前尺计量时所用的辅助液位计。

2.2.1 液位的测量

在进行液位测量之前，应先观察船舶状态。通过观察船舶的艏、艉、左舷、右舷上的吃水标志或其他适当的方式，这样可以确认船舶的纵倾度和横倾度，以及是否需要进行船舶的纵倾度和横倾度的修正。

无论是采用电容式液位计、浮子式液位计，还是雷达液位计，每个货舱内的液位计应以适当的时间间隔至少被测量5次。这种自动扫描程序在船舱密闭输送测量系统（CTMS）内已设置，若该系统没有自动扫描程序时，则用手动操作。

如果采用电容式液位计来测量载油舱内的液位，则应按照算术平均值的要求进行纵倾度修正和横倾度修正，以便获得真实的液位；如果采用浮子式液位计，除了上述修正之外，还应采用热修正系数来修正由于浮子悬挂带或索的收缩所产生的测量误差；如果被测量的LNG的液体密度不同于已经调整的浮子浸入液位的密度，则应修正由于浮子浸入液位的变化引起的测量误差。

2.2.2 温度的测量

液体和气体温度的测量应在完成液位测量之后立即进行测量。

液体的温度应通过处于液相内的温度传感器来进行测量，并计算出货舱内全部液相温度的算术平均值。

气体的温度应通过处于气相空间内的温度传感器来进行测量，并计算出全舱内全部气相温度的算术平均值。

对于一个实测的温度是在液相还是在气相条件下获得，应根据货舱内的液位和温度传感器之间的相对位置进行确定。

在测量温度时，如果一个实测值的差异相对于货舱内同一相的温度梯度显得非常不合理或特别异常，则应忽略该温度，重新计算一个算术平均值。

如果采用浮子式液位计来测定货舱内的液位，则应计算该货舱内的气相温度的算术平均值，以便修正由于在该气相温度与浮子液位计的标定温度之间的差异而引起的吊带或吊索的热收缩。

2.2.3 货舱的气相压力测量

货舱的气相压力测量应在完成温度测量之后立即进行测量。

若在货舱内气相的各个测点分别测量压力，则应计算出货舱内气相压力的算术平均值。尽管这些测点按照有关标准的规定进行布置，但是每个测点的压力可能不会始终相同。

2.2.4 计算船舱液相体积

根据各货舱所测的温度、压力、液位等数据，需依据船舱计量表将测得的参数经过横倾度、纵倾度、器壁膨胀（或收缩）、温差、密度差等必要的校正后，即可在舱容计量表中查出卸货前船舱中的液相体积V1。卸货完成后，经过检查具备计量条件后，再次按照上述方法对船舱进行测量并在舱容计量表中查出卸货后船舱中剩余的液相体积V2。根据卸货前后的液体体积，计算出所卸载LNG的液体体积Vliq，即：

式中，Vliq为卸载的天然气液相体积，m3；V1为卸货前船舱中天然气的液相体积，m3；V2为卸货后船舱中天然气的液相体积，m3。

同时，应记录好卸货前后的气液温度、压力等数据，以备在下面的各个计算中提供基础计算数据。

3 采集代表性样品

代表性样品的采集方法以ISO 8943：2007（E）为准。LNG在船舱中温度、压力条件下，既不是过冷液体，也不是过热蒸气，而是处于气液两相共存的状态。此时获取代表性样品的关键是要保持装卸管线取样点的温度、压力处于稳定的平衡状态。建议装卸开始时，在管线的LNG流速加速到额定速度并处于稳定状态后再开启自动取样系统进行取样。装卸结束时，在管线的LNG流速减速前终止自动取样器的取样。

4 样品分析测试

按照ISO 8943：2007（E）获取到代表性样品后，在实验室依据GPA 2261－2013方法进行组成分析。根据测试程序，必须对气相色谱仪利用有证标准样品进行校准，以确保气相色谱分析仪的工作正常，分析的结果准确、可靠。

5 液态密度计算

处于常温下的液体密度可直接用物理测量方法得到，如柴油、汽油的密度等。但LNG通常的储存温度约为－160℃，以保持其液化状态。所以，普通的检测实验室在现有的条件下难以直接测量，只能根据各组分的特性进行计算得到。ISO 6578：1991（E）规定了冷冻轻烃流体LNG的密度用式（2）进行计算：

式中，ρt为液体在温度t℃时的密度，kg／m3；xi为组分i的摩尔分数，%；Mi为组分i的摩尔质量，kg／kmol；Vi为组分i的液体在温度t℃时的摩尔体积，m3／kmol；Vc为混合组分在t℃时的摩尔体积减量，m3／kmol。

对于平均摩尔质量不大于20kg／kmol、氮气的摩尔分数小于5%、丁烷的摩尔分数小于5%、戊烷及更重组分的摩尔分数之和小于1%，温度在－180～－140℃之间的LNG，其Vi可由ISO 6578：1991（E）中的附录表B.1按内插法查得，Vc则按式（3）计算：

式中，xI为LNG中甲烷的摩尔分数，%；x2为LNG中氮气的摩尔分数，%；k1，k2为修正系数，m3／kmol。

k1及k2是和LNG的平均摩尔质量和温度有关的修正系数，可在ISO 6578：1991（E）的附录C中表C.1和表C.2中按内插法查得［6］。

6 单位发热量的计算

在贸易中，买卖双方均规定了所交接天然气的单位发热量的范围，表示方式通常有单位体积发热量和单位质量发热量。GPA 2172－2009规定天然气单位质量发热量按式（4）计算：

式中，Hm为天然气的质量发热量，MJ／kg；xi为天然气组分i的摩尔分数，%；Hi为天然气组分i的发热量，MJ／kg；Mi为天然气组分i的摩尔质量，kg／kmol。

7 卸载能量计算

卸货时，在液相不断地从船舱中输送到岸罐的同时，由于船舱中液相体积的减少，必然导致气相体积的增加而引起气相压力降低。为平衡系统压力，岸罐的气体可能通过气相线返回到船舱，船舱中由于压力的降低而破坏了气液平衡，为了建立新的平衡而导致部分液相不断气化。因此，卸载的发热量应该包括液体和气体两个部分。此时，如果要计算船舱中气相和液相的天然气总量，需要分别对气液两相取样分析以确定其组成，再根据组成分别计算其各自的总量。然后将船舱中的初态的发热量（Q初态）与终态的发热量（Q终态）差值即可知卸载的总发热量Qm，即：

但是，如果照此计算，其取样分析过程会非常复杂。为简化计算，可以认为装载前后的气相组成相同，在船舱中气相体积的变化量即是液相体积的变化量。ISO 6578：1991（E）给出了计算总卸载能量的公式（6）。

式中，Qm为实际卸载能量，MJ；Vliq为卸载的液相量，m3；ρt为液相在船舱初态t℃时的密度，kg／m3；Hm为混合液化天然气的质量发热量，MJ／kg；Tvap，2为在终态时气相的温度，K；Pvap，2为在终态时气相压力，kPa；Ts为标准参比温度，288.15K；Ps为标准参比压力，101.325kPa；Hv为气相组成体积发热量，MJ／m3。

由于天然气中甲烷占据绝大部分，而且乙烷等其他组分的相平衡常数与甲烷的相平衡常数相比相差很大。所以，在船舱中的气相中，几乎都是甲烷所组成。在国际贸易中，通常买卖双方在技术文件中都规定将船舱中的气相组成按照纯甲烷进行计算。

8 卸载质量计算

虽然，在以上的步骤中已经计量出用于贸易交接结算的卸载能量，但根据我国海关的要求，在办理海关业务时需要使用以质量（或重量）为单位的数据。卸载前后即初态或终态船舱中LNG的总质量应该是其气相与液相之和。所以，卸货质量应按式（7）计算：

式中，W为卸载质量，kg；W终、W初分别为终态、初态的质量，kg；V2、V1分别为终态、初态液体的体积，m3；Tvap，2、Tvap，1分别为终态、初态气体的温度，K；Pvap.2、Pvap，1分别为终态、初态气体的压力，kPa；ρ1、ρ2分别为终态、初态温度下液体的密度，kg／m3；M2、M1分别为终态、初态时气体混合物的摩尔质量，kg／kmol；Z2、Z1分别为终态、初态时混合气体的压缩因子；Ts为标准参比温度，288.15K；Ps为标准参比压力，101.325 kPa；Vs为理想气体的摩尔体积，m3／kmol。

在前面的计量步骤中，已计量出了卸载的总能量，并且通过对代表性样品的分析测试结果数据计算出了单位质量的发热量。净卸载质量可以用式（8）计算：

9 计量结果与误差分析

经过上述对船舱液相体积、液体密度、单位热值、卸载能量、卸载质量的计算，基本上完成了对一船次LNG的计量检测工作。然而，计量结果的误差如何，或者说测量的不确定度处于怎么样的程度，也就是说计量结果能否被广泛接受呢？

LNG的国际贸易计量是一个包含了各种复杂、繁琐，且需严谨准备的系列工程。首先涉及到分子量、体积、密度、发热量等基本概念，但这些量又需要按照不同贸易合同规定的不同标准进行取值和计算。同时，还涉及到现场取样、登轮测量、实验室分析化验，以及对船岸计量系统和装置的标定、校验，测量装置精确度的规定，货物取样程序的详细规定和实施，货物气体和液体温度及压力的数据读取和测量的规范，对样品色谱分析的程序和规范，测量装置发生故障时的应急措施。因此，其误差或不确定度的影响因素复杂、多变，且是多方面的，与某一分析化学过程的误差或不确定度的分析有着巨大的差别。就计量中涉及到的标准而言，这些标准都尚未给出不确定度，甚至有的标准连重复性要求也未给出，如取样标准ISO 8943（取样标准）、ISO 6578（静态计量）、ISO 13398（船上交接程序）、GPA 2145（物性常数）、ISO 19739（硫化物分析）。GPA 2261（组成分析）虽给出了重复性的要求，但也没有给出不确定度。因此，按照现有的检测标准，对于LNG的计量尚不能给出不确定度水平。

表1是对运输船“DAPENG SUN”的连续10个航次进行计量的数据。卸货港的所有计量方法完全按照上述标准进行，装载数据是SGS计量的结果。该轮的装货港为澳大利亚，卸货港为中国大陆。

表1 DAPENG SUN连续10个行次计量数据Table 1 Measurement data of 10 consecutive voyage by DAPENG SUN

LNG运输船在建造时，为了节选成本和减轻船舶自身的重量，通常不设置再液化装置。为了保持船舱压力的平稳以确保航行的安全，将BOG经过压缩机加压后输送到机房作为动力燃料。在船舶的保温条件以及外界的环境情况不变的情况下，BOG的量主要取决于时间。从澳大利亚到中国大陆约需7天航行时间，根据船方经多个航次的测定，期间的BOG量约1 000t左右。为了分析装卸港的计量误差，需要对卸货港的数据进行BOG修正。BOG修正后的相对偏差是修正后的卸港数据相对于装港数据的偏差。

通过表1数据可以看出，经过BOG修正后，装卸港的计量数据非常接近，误差范围在3／1000以内。

参照有关的LNG静态计量手册，LNG的计量交接允许最大误差为［7］：体积测量允许误差±0.21%、密度计算允许误差±0.27%、能量计算允许误差±0.35%。

所以，质量交接的允许误差为：

10 结语

从表1中对“DAPENG SUN”连续10个航次的计量数据可以看出，每个航次的计量偏差均小于交接规定的允许误差。因此，所选定的计量标准，以及在液化天然气计量中的各个计量步骤的应用是可靠的，按照该计量方法得出的计量结果偏差符合相关规定的要求，可被贸易双方所接受。

由于目前对LNG的计量是检测机构按照贸易合同规定的条款，将各个检测计量标准进行简单集合后所进行的工作，而不是完全按照某一系统、规范的程序来进行。所以，该计量方法存在一定的局限性，尤其是在不确定度控制方面的缺陷尤为突出。随着船输LNG贸易的不断发展，其在贸易中测量的不确定度的分析和控制还有待进一步的研究和完善，希望形成更为成熟的测量方法标准。

［1］ISO 13398：1997（E）Refrigerated light hydrocarbon fluids－Liquefied natural gas－Procedure for custody transfer on board ship［S］.1997.

［2］GPA 2261－2013Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatography［S］.2013.

［3］GPA 2172－2007Calculation of Gross Heating Value Relative Density and Compressibility Factor for Natural Gas Mixtures from Composition al Analysis［S］.2007.

［4］ISO 6578：1991（E）Refrigerated hydrocarbon liquids－static measurement calculation［S］.1991.

［5］张福元，王劲松，孙青峰，等.液化天然气的计量方法及其标准化.石油与天然气化工，2007，36（2）：157－161.

［6］赵保才，李涛.LNG静态测量计算［J］.油气储运，2006（8）：36－38.

［7］桑家军.液化天然气海运交接计量技术的研究［D］.大连：大连海事大学，2008：62－63.

Practice application of shipping LNG measurement

Zhang Qifang，Chen Guofeng，Chen Xiangyang，Ye Ruijun
（Shenzhen Entry－Exit Inspection and Quarantine Bureau，Shenzhen518067，China）

The characteristics of shipping liquefied natural gas（LNG）as well as the difference between LNG and general merchandise measurement in trade，and the necessity of energy calculation，are introduced in this paper.Analysis and introduction of the method and step of a series of detection methods，such as the calculation of tank capacity，liquid density，unloading energy and mass，and unit heating value，provide a practical reference for the detection of liquefied natural gas.

LNG，energy，unloading，unit heating value，density

TE832.2

A

10.3969／j.issn.1007－3426.2015.05.020

张其芳（1958－），男，高级工程师，现任职于深圳出入境检验检疫局工业品检测技术中心，从事天然气计量检测工作。E－mail：hello2008sz＠126.com

2015－04－15；

2015－07－17；编辑：钟国利