Custody transfer af LNG: Sådan sikrer de nyeste ultralydsmåleteknologier den nødvendige nøjagtighed

LNG skifter hænder flere gange i værdikæden, hvad enten det drejer sig om salg internt i virksomheden, mellem to virksomheder eller endda mellem lande. Når man ser på de nyeste LNG-tankskibe i Q-Max-klassen, der har en kapacitet på op til 266 000 m³ LNG, udgør den økonomiske værdi af en LNG-last ca. 50 mio. euro pr. tankskib (baseret på gennemsnitsværdier for massefylde, brændværdi og gennemsnitlige fremtidige priser på LNG, der handles på EEX European Energy Exchange i 2026). Denne LNG skal måles i forhold til den energi, der overføres fra sælger til køber. En usikkerhed på 0,1 % i denne måling svarer til LNG til en værdi af ca. 50.000 euro pr. tankskib under lastning eller losning. Disse usikkerheder kan ikke fjernes helt, men de kan minimeres.

Da handel med LNG i stor skala foregår på globalt plan mellem store virksomheder, findes der ingen lokale eller globale regler, som sælgere og købere er forpligtet til at overholde. I stedet for at anvende globalt gældende standarder er den nuværende målemetodik baseret på andre kulbrinteprodukter såsom olie, LPG eller lignende og er beskrevet i vejledninger om bedste praksis, såsom GIIGNL Custody Transfer Handbook [3]. Den nyeste måleteknik tager højde for følgende:

1. LNG-mængdemåling (volumen/masse) via LTD-måling (niveau, temperatur, massefylde) på LNG-tankskibe med opnåelige usikkerheder på 0,2-0,55 % (k=2) for LNG-volumenet samt yderligere usikkerheder for massefylde og temperatur
2. LNG-kvalitetsmåling (brændværdi) ved hjælp af GC-analysatorer og fordamperanlæg (se f.eks. [4] med opnåelige usikkerheder på 0,04 % og 0,07 % (k = 2)).

Den samlede usikkerhed for den overførte LNG-energi er i håndbogen angivet til 0,5-0,7 % (k=2). Dette tal svarer til en økonomisk usikkerhed på ca. +/- 250.000-350.000 euro pr. stor transaktion.

For begge måleparametre (mængde og kvalitet) findes der teknologi, som kan give tilfredsstillende resultater under gode måleforhold. LNG giver dog nogle yderligere udfordringer, som kan gøre det vanskeligt at opnå gode måleforhold under alle omstændigheder.

Der skal især særligt hensyn til og korrigeres for følgende punkter (blandt andre) for at opnå en nøjagtig mængde- eller volumenmåling på LNG-tankskibet:

• Individuelle skibstankgeometrier (tanktabeller), som omregner målinger af væskeniveau til volumen og korrigerer for indvendige tankdele samt temperaturbetingede geometriske ændringer.
• Bevægelse af LNG-tanken som følge af skibets bevægelse (krængning/trim) eller som følge af konvektionsstrømme inden i tanken.
• Kogende LNG inden i tanken, hvilket udvisker grænsen mellem væske og gas
• Dødrum mellem tankene på LNG-tankskibet og tankene i terminalen.
• Korrekt kalibrering og forsegling af alle involverede instrumenter samt en inspektørs kontrol af, at alle disse er gyldige og på plads.
• Der skal være tilstrækkelig tid til, at indholdet i tanken kan sætte sig før og efter påfyldning, så der opnås stabile måleværdier, samtidig med at det er nødvendigt at reducere kajlejeomkostningerne gennem hurtig overførsel af LNG.

Til kvalitetsmåling i fortætnings- eller regasificeringsterminalen:

• Repræsentativ fordampning og prøveudtagning af LNG med minimal tidsforsinkelse.

Normalt tilhører måleudstyret til mængdemåling rederiet eller skibsejeren, mens måleudstyret til kvalitetsmåling tilhører anlægget (fortætning/regasificering), hvilket kan gøre tvister endnu mere komplicerede.

Ultralydsflowmålere (UFM) og Coriolis-masseflowmålere (MFM) hører begge til de dynamiske in-line-målemetoder i modsætning til statiske målemetoder som tankmåling eller vejning (via vægtbroer).  Grundlæggende begreber, fordele og udfordringer ved statisk og dynamisk måling af LNG-mængder fremgår af nedenstående tabel:

Ved at skifte fra en statisk til en dynamisk målemetode løses følgende udfordringer:

• Individuelle tankgeometrier: Skibets bevægelser eller væskebevægelser inden i tanken medfører ikke længere nogen usikkerhed i forbindelse med anvendelsen.
• Der skal ikke længere tages højde for dødrum eller væskestrømme (LNG/BOG) inden i LNG-tankskibet (f.eks. brændselsgas) eller anlægget (f.eks. kompressorer). Den del, der ligger opstrøms for Custody transfer-punktet, tilhører sælgeren, mens den del, der ligger nedstrøms, tilhører køberen.
• Antallet af instrumenter, som en inspektør muligvis skal kontrollere for at sikre korrekt kalibrering og forsegling, reduceres markant, og instrumenterne er placeret tæt på hinanden.
• Instrumenteringen (kvantitet g kvalitet) kan ejes fuldt ud af én part; teoretisk set er det muligt at indrette hele anlægget som en master/slave-konfiguration (én skid på skibet, én skid på anlægskajen).

Derudover tilbyder UFM følgende fordele, der er specifikt rettet mod måling af store mængder LNG:

• Fås i store linjestørrelser på op til 36 tommer eller mere.
• Intet tryktab (som kan føre til BOG/kavitation).
• Yderligere procesdiagnostik (f.eks. lydhastighed) til overvågning af LNG-kvaliteten.
• Da den næsten er vedligeholdelsesfri og ikke tilstopper.
• Custody transfer-godkendt UFM tilgængelig (f.eks. OIML R117).

FLOWSIC900-flowmåleren er udviklet fra bunden til måling af LNG og bygger på mange års erfaring fra Endress+Hauser og SICK inden for måling af naturgas. Den er Custody transfer-godkendt i henhold til den nyeste OIML R117:2019-standard i den højeste nøjagtighedsklasse 0,3 til brug i "dynamiske målesystemer til væsker bortset fra vand". Hvis du anlægger en konservativ tilgang, giver denne måling med UFM kun en systemusikkerhed på 0,3 % i henhold til OIML R117-standarden, hvilket stadig ville udgøre en forbedring af usikkerheden på 0,25 % i volumen (fra 0,55 % til 0,3 %) eller en reduktion af den økonomiske usikkerhed på ca. 125.000 euro pr. lastning eller losning af et LNG-tankskib.

Selvom den større nøjagtighed taler for brugen af UFM, er der stadig mange, der sætter spørgsmålstegn ved, om de er egnede. Disse bekymringer behandles kort i det følgende afsnit.

Under den metrologiske typegodkendelsesproces i henhold til den seneste OIML R117:2019-standard lagde Endress+Hauser – i samarbejde med godkendelsesorganet NMi – særlig vægt på at teste målerens pålidelighed og måleusikkerhed under kryogene LNG-forhold. [5]

Dette omfatter særlig test af transducere med henblik på stabile og nøjagtige målinger under kryogene forhold på en specialudviklet kryogen testbænk samt overførbarheden fra en kalibreringsvæske (f.eks. vand eller flydende kulbrinter) til målvæsken LNG (med lav viskositet og dermed højt Reynolds-tal), hvilket er dokumenteret på VSL's LNG-testbænk i Rotterdam, som er sporbart til SI-enheder. [6]

Kalibreringsresultaterne, der illustrerer overførbarheden mellem forskellige medier samt målerens linearitet og ekstrapolering til et højere Reynolds-tal, fremgår af nedenstående figur, hvilket viser, at denne metode kan anvendes på LNG-målere.

Tidligere har LNG- eller olie- og gasindustrien af forskellige årsager typisk ikke været hurtig til at tage denne nye teknologi i brug. Traditionelt har processen med at gøre en teknologi til en industristandard været som følger: Først bliver teknologien tilgængelig, derefter udvikles der globale, lokale og virksomhedsinterne standarder, og til sidst tager teknologien fart og bliver til en industristandard.

Selvom dette er den traditionelle og sikreste måde at udnytte ny teknologi på, hæmmer det til en vis grad innovationen. På den anden side er der ingen regel, der fastslår, at LNG-transaktioner skal følge disse typiske trin. Endress+Hauser opfordrer driftsansvarlige og EPC-virksomheder til at finde ud af, hvilken teknologi der passer bedst til nuværende og fremtidige LNG-anlæg.

UFM-teknologien kan generelt betragtes som fejlfri, og Endress+Hauser ser ingen teknisk grund til regelmæssig rekalibrering af sine LNG-målere under normal drift. Det handler altså mere om tilliden til måleren i felten, og hvordan man kan bevise, at disse måleresultater fortsat er pålidelige. På tidspunktet for udgivelsen findes der LNG-testanlæg med en kapacitet på op til 4500 m³/h, som kan dække flowhastigheder på op til 24 tommer i påfyldnings- og tømmeledninger eller – hvis man tager højde for ekstrapolering af testresultaterne – endnu større [7].  Kalibreringen er dog forbundet med praktiske udfordringer, såsom transport af kalibreringssystemet til måleren (f.eks. på en kaj), sikring af måleteknisk stabilitet og etablering af korrekte procesforbindelser til kalibreringssystemet.

Det er generelt muligt at foretage en rekalibrering i vand eller olie, men det kræver, at måleren tages ud af en (sandsynligvis) isoleret rørledning. Set fra producentens synspunkt er den mest hensigtsmæssige metode at genanvende de metoder, der i dag er standard inden for måling af naturgas og olie. Denne fremgangsmåde indebærer, at der anvendes to UFM'er med forskelligt design (muligvis også fra forskellige leverandører) i en master/slave-konfiguration, hvor slavemåleren regelmæssigt sammenlignes med mastermåleren, og hvor mastermåleren kan sendes til rekalibrering, uden at hele LNG-ledningen skal lukkes ned.  Med andre ord kan operatørerne betragte den oprindelige fabrikskalibrering som stadig gyldig – så længe masteren og driftsmåleren viser de samme måleværdier.

Ultralydsflowmålere – ligesom masseflowmålere – fungerer bedst under enfasede måleforhold. Disse betingelser kan opfyldes ved hjælp af passende sikkerhedsforanstaltninger fra operatørens side, f.eks. for-køling af måleledningen og pålidelig varmeisolering langs hele måleledningen.

FLOWSIC900's konstruktion minimerer risikoen for varmetilførsel til målesektionen og sikrer hurtig afkøling af måleren. Ved test med tofaset strøm på HZDR i Tyskland er det blevet konstateret, at målingerne er pålidelige op til en gasvolumenandel (GVF) på 5 %.

De udfordringer og bekymringer, der har stået i vejen for en udbredt anvendelse af UFM ved Custody transfer af LNG, er i vid udstrækning blevet overvundet – teknologien er klar. I den nærmeste fremtid forventes det, at UFM'er vil blive mere og mere udbredt i LNG-anlæg. For det første vil de blive anvendt som procesmålere i påfyldnings- og tømmelinjer til overvågning af LNG-pumper eller til måling af LNG-udløb, og for det andet som kontrolmålere som reference for niveaumåling, inden de til sidst muligvis bliver industristandard for Custody transfer af LNG. De globale standarder vil fortsat udvikle sig og gøre det lettere at anvende UFM- eller Coriolis-baserede LNG-målesystemer til LNG-transaktioner i både lille og stor skala. I sidste ende vil måleusikkerhederne blive yderligere reduceret, hvilket vil give LNG-operatørerne mulighed for at fokusere på de økonomiske og politiske usikkerhedsfaktorer, som sandsynligvis vil bestå.

1. "GIIGNL Annual Report 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), 6th edn.
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, Germany, (24 April 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 June 2024).
7. "Cryogenic Meter Provers for LNG Service", Flow Management Devices, https://flowmd.com/application-specific-meter-provers/cryogenic-meter-provers-for-lng-service/