Оперативный и коммерческий учет сжиженного природного газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

3

Оперативный и коммерческий учет сжиженного природного газа



СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1Производство и транспортировка сжиженного природного газа

2Оперативный и коммерческий учет СПГ

2.1Система оперативного учета СПГ в резервуарах

2.2 Система коммерческого учета СПГ при погрузке в танкеры

3 Коммерческий учет СПГ в танках

3.1 Проблемы измерения уровня

3.2 Анализ возможных средств измерений уровня СПГ и рекомендации по их использованию

3.3 Методика выполнения измерений массы (объема) и энергии сжиженного природного газа в танках (резервуарах) наливных судов

4 Алгоритм обработки результатов измерения

Заключение

Список использованных источников



ВВЕДЕНИЕ

Учет сжиженного природного газа (СПГ) делится на оперативный и коммерческий. В резервуарах хранения производится оперативный учет, акоммерческий учет производят непосредственно в танках судов[1].

Коммерческий учет сжиженного природного газа - это автоматическое вычисление массы (объема) и энергии передаваемого сжиженного природного газа, при применении которого обеспечивается точное их определение с автоматическим введением поправок.

Одним из основных параметров, по которым вычисляют массу (объем) и энергию передаваемого сжиженного природного газа, являются показания уровнемеров. Применение точных и современных типов уровнемеров обеспечивает более точное вычисление передаваемой массы и энергии сжиженного природного газа, что очень актуально при коммерческом учете.

Цель данного курсового проекта - анализ средств измерения уровня СПГ с точки зрения их применимости для оперативного и коммерческого учета сжиженного природного газа.

сжижение природный газ резервуар танкер



1. Производство и транспортировка сжиженного природного газа

Начало XXI века ознаменовалось возрастающим значением в мировой энергетике природного газа. По данным зарубежных аналитиков, в будущем газ постепенно оттеснит на второй план наиболее популярный энергоноситель - нефть. На сегодняшний день существуют различные способы транспортировки газа: трубопроводным транспортом, в виде сжиженного природного газа (СПГ). СПГ- это охлажденный до перехода в жидкую фазу обычный природный газ. Он состоит преимущественно из метана (85 - 95%), а также этана, пропана и бутана, азота (5 - 15%). При сжижении природный газ уменьшается в объеме более чем в 600 раз. В условиях хорошей тепловой изоляции СПГ может при небольшом давлении храниться длительное время, что позволяет перевозить его на дальние расстояния [2].

У каждого вида транспорта есть свои особенности. Особенностями транспортировки газа в сжиженном виде являются:

- режим перевозки СПГ (она производится при атмосферном давлении и температуре минус160 єС);

- необходимость строительства специализированных сложных технических установок и комплексов (завода по производству и терминала отгрузки СПГ, специализированного порта, судов - газовозов, терминалов выгрузки и регазификации, трубопроводов от места регазификации до потребителя);

- наибольшие капитальные вложения - завод СПГ и суда - газовозы;

- долгосрочные контракты на поставку СПГ;

- гибкость поставок.

В настоящее время сектор СПГ является одним из самых динамичных в энергетической отрасли: мировое потребление СПГ растет на 10% в год, тогда как обычного (газопроводного) - только на 2,4%.

Технологическая цепочка СПГ состоит из четырех основных этапов: первого - добыча природного газа, второго - сжижение; третьего - транспортировка СПГ в специальных танкерах-метановозах и четвертого - хранение СПГ в специальных криогенных терминалах, с последующей регазификацией, т.е. переводом СПГ в газообразное состояние для транспортирования по газопроводам до конечных потребителей (рисунок 1.1) [3]. 

Рисунок 1.1 - Технологическая цепочка СПГ

Резервуары для хранения СПГ (рисунок 1.2) с изолированной двойной стенкой с наружной бетонированной оболочкой и подвешенной внутренней крышей обеспечивают хорошую изоляцию, ограничивающую просачивание тепла во внутреннюю полость резервуара. Это позволяет снизить лишние затраты на компрессионное сжатие продукта и еще более значительные затраты, связанные с необходимостью направлять этот продукт на факельную установку сжигания.

Ниже днища резервуаров установлены нагревательные элементы для поддержки температуры в грунте основания резервуара в пределах 5 - 10 єC. Стенка, основание и крыша резервуара имеют собственную изоляцию для снижения притока тепла и, как следствие, уменьшения потерь СПГ.

1 - подкладка крыши; 2 - подвеска; 3 - железобетонная крыша; 4 - боковая стенка из портландцемента; 5 - железобетонная стена основания; 6 - железобетонные сваи; 7 - изоляция крыши; 8 - подвесная платформа; 9 - внутренний корпус; 10 - теплоизоляция стенки резервуара; 11 - подкладка; 12 - вторичная перегородка

Рисунок 1.2 - Железобетонный изотермический резервуар с замкнутой наружной оболочкой

Температура в резервуаре поддерживается на значении примерно минус 160 єC за счет испарительного охлаждения, обуславливаемого фазными превращениями, так как некоторая часть СПГ испаряется, превращаясь в отпарной газ (BOG), при рабочем давлении резервуара 0,4 МПа. Большая часть СПГ в этих условиях остается в жидком состоянии, но теплота, просачивающаяся в систему хранения и загрузки, обуславливает образование отпарного газа.

Латентная теплота, поглощаемая паром в ходе фазного превращения, отбирается от оставшейся жидкости и поддерживает ее в холодном состоянии. Паровоздушная смесь, образующаяся при отпаривании, сжимается компрессором и используется в качестве топливного газа для всего комплекса [4].

Для транспортировки СПГ используются газовозы ледового класса (рисунок 1.3).

Рисунок 1.3 - Танкер для перевозки СПГ сферического типа

На борту судна СПГ (преимущественно метан) находится в 4 - 6 надежно изолированных друг от друга изотермических резервуарах (танках) при атмосферном давлении.

Сжиженный газ испаряется при температуре минус 159єС, образуя пары метана. Скрытая теплота парообразования охлаждает груз, оставшийся в танке. Пар может использоваться в качестве топлива для приведения в движение судна. На судне выпаривается 0,15% грузовой вместимости в сутки. Во время погрузки газовоза все пары СПГ возвращаются на берег по специальной трубопроводной линии для повторного сжатия [2].

Грузовые танки непрерывно поддерживаются в холодном состоянии (путем криогенного охлаждения). После прибытия в порт погрузки судно охлаждается в течение примерно 90 мин., при этом происходит распыление небольшого количества сжиженного газа в верхней части танков, что гарантирует отсутствие значительных перепадов температуры, способных вызвать разрушение танка. После этого судно можно загружать с максимальной скоростью. В случае прибытия судна в порт погрузки с теплыми танками для охлаждения до рабочей температуры минус 160єС может потребоваться 2 - 3 суток, поскольку существуют строгие нормативы на допустимые эпюры распределения температур охлаждения.

Существенной проблемой при хранении продукта в резервуаре является перемещение фаз жидкости внутри него, это явление часто называется «rollover». Когда жидкости с различной плотностью загружаются (без смешивания) в один резервуар, существует вероятность возникновения расслоения. Перемещение фаз жидкости внутри емкости представляет собой процесс самопроизвольного смешивания. Такое перемещение фаз жидкости внутри емкости ведет к 10-кратному увеличению скорости выпаривания СПГ по сравнению с нормальными значениями, что повлечет превышение допустимого давления, подъем предохранительных клапанов и выпуск в атмосферу значительного количества паров газа.

Во время транспортировки газ обычно сжигается в котлах судов, для производства пара, приводящего в движение турбины. Если газ не выводить из танков, то давление будет возрастать, и СПГ будет нагреваться. Когда газ отводится из танков, груз охлаждается и танк находится в безопасном состоянии.

Удельный вес СПГ составляет примерно 0,5 веса воды. Это говорит о том, что даже если танкер полностью загружен, большая часть его корпуса будет находиться над водой, т.е. увеличивается парусность корпуса судна, что может вызвать проблемы при швартовке судна в случае усиления ветра.

СПГ имеет настолько низкую температуру, что при попадании на сталь он вызывает ее растрескивание, поэтому на трубопроводных участках предусмотрены потоки воды, которые отбирают холод СПГ, прежде чем последний достигает стали (так называемая «занавеска») [4].



2. Оперативный и коммерческий учет СПГ

Для определения массы (объема) произведенного газа существует оперативный и коммерческий учет сжиженного природного газа.

Необходимость учитывать продукт, производимый на заводе сжижения природного газа и хранящийся в резервуарах, возникает для того, чтобы обеспечить полную загрузку метановозов. Оперативный учет производят по показаниям уровнемеров, расположенных в резервуарах, путем расчета объема произведенного СПГ.

Коммерческий учет заключается в определении массы (объема) и энергии сжиженного природного газатанках метановоза. Данные параметры вычисляют по показаниям уровнемеров, датчиков температуры, давления и зная компонентный состав продукта.

2.1 Система оперативного учета СПГ в резервуарах

Для оперативного учета используетсясистема контроля уровня, температуры и плотности модели 6290 LTD.

Система позволяет контролировать состояние хранящегося в емкостях СПГ по слоям, что позволяет предотвратить возникновение эффекта «rollover». Каждая емкость контролируется с консоли управления системы DCSс использованием данных, передаваемых в DCS от системы LTD через линию связи Modbus из системы LNGPro. Явление «rollover» в емкости может быть предотвращено вмешательством оператора.

Система LTD содержит следующие элементы (рисунок 2.1):

- локальный блок, расположенный на крышке резервуара (шаговый двигатель);

- модуль интерфейса измерительной системы емкости TGIM;

- соединительные кабели;

- многопараметрический сенсор.

Локальный блок состоит из измерительного блока (компьютерного блока), электромеханического исполнительного механизма (шагового двигателя), многопараметрического сенсора (датчика уровня, температуры и плотности), кабеля пробоотборника, направляющей системы (плоские кабели и противовес), изолирующих каналов и устройств контроля проб и веса.

1 - компьютерный блок;2 - шаговый двигатель;3 - многопараметрический сенсор;4 - кабель анализатора

Рисунок 2.1 - Система контроля уровня, температуры и плотности

Многопараметрический сенсор (сборка датчиков) помещается внутрь емкости СПГ с помощью транспортной ленты и кабеля. Другой конец кабеля подключается к приводному механизму, смонтированному на верхней крышке резервуара. Сборка датчиков по команде измерительного блока с помощью двигателя, расположенного в приводном механизме,измеряет параметры емкости СПГ по всей ее высоте. Можно извлечь измерительный блок и вывесить вне емкости для осмотра и обслуживания в любой момент времени после выполнения пуско-наладочных процедур с помощью датчиков, смонтированных на верхней крышке, и изолирующих клапанов.

Многопараметрический сенсор показан на рисунке 2.2.Он содержит два датчика уровня на основе платиновых терморезисторов, один платиновый термометр сопротивления, один датчик плотности вибрационного типа и донный переключатель.

Рисунок 2.2 - Многоточечное измерительное устройство

Интерфейсный модуль датчиков LTD располагается в шкафу. Имеется микропроцессорная система, содержащая устройства считывания, светодиодные индикаторы, переключатели, источники питания и порт последовательного интерфейса.

Программирование системы осуществляется с помощью коммуникатора непосредственно на крыше резервуара, либо с АРМ оператора [4].

2.2 Система коммерческого учета СПГ при погрузке в танкеры

2.2.1 Параметры, подлежащие измерению

Количественной оценкой передаваемого экспортером продукта является масса (объем) и энергия сжиженного природного газа.

Основными параметрами для вычисления массы (объема) и энергии сжиженного природного газа является:

- уровень;

- температура жидкости и пара;

- давление газа;

- состав сжиженного природного газа

Параметры сжиженного природного газа в танках измеряют при проведении процедуры перекачки груза (до начала погрузки и после окончания погрузки в портах погрузки и до начала разгрузки и после окончания разгрузки в портах разгрузки СПГ).

2.2.2 Средства измерения, используемые для коммерческого учета

Значение уровня измеряют двумя уровнемерами, один из которых является основным, второй - резервным, разными по принципу действия: поплавковым и емкостным. Датчики располагаются близко к геометрическому центру танка.

Измерение температуры осуществляется пятью и более датчиками температуры (зависит от типа танка), каждый из которых резервируется. Один датчик располагается на дне, второй - на крыше, остальные располагаются на равных расстояниях друг от друга по всей высоте танка. В качестве датчика температуры применяют либо платиновые датчики с термометрами сопротивления (Pt 100), либо термопары из меди или константана (тип T). Датчики с термометрами сопротивления должны относиться к трех- или четырех проводному типу.

Определение нахождения датчика в жидкости или паре проводится по показаниям уровня жидкости. Принято считать, что разница в 3єС от температуры жидкости указывает, что термометр находится в паре. Разница в температурах жидкости обычно варьирует в пределах десятых градуса, а пара значительно больше [6].

Давление пара определяют с помощью преобразователя давления, с чувствительным элементом в виде кремниевого резонатора, расположенного под куполом крыши.

Диапазон измерений и погрешности параметров приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Диапазон измерения и погрешность параметров

Наименование параметра	Диапазон измерения	Погрешность измерений
Уровень жидкости при измерении: - поплавковым уровнемером - емкостным уровнемером	0…45 м 0…45 м	7,50 мм 7,50 мм
Температура жидкости	-145… -165С	0,20С
Температура пара	-145… -165С	1,50С
Давление пара	101,325…120 кПа	1,00%

Состав СПГ определяют технологическим хроматографическим газоанализаторам и сопутствующей системой отбора проб.

Во время морского перехода тепло передается СПГ через изоляцию танка, вызывая испарение части груза, так называемое выкипание. Состав СПГ изменяется за счет выкипания, так как более легкие компоненты, имеющие низкую температуру кипения, испаряются первыми. Поэтому, выгружаемый СПГ имеет большую плотность, чем тот, который грузился, ниже процент содержания метана и азота, но выше процент содержания этана, пропана, бутана и пентана [6,10].

Диапазон измерения и погрешность компонентов СПГ представлены в таблице 2.2[6].

Таблица 2.2 - Диапазон измерения и погрешность компонентов СПГ

Наименование компонента	Диапазон измерений молярной доли компонента Х, %	Предел допускаемой погрешности, %
Метан (СН4)	50-99,9	2,53-0,025·Х
Этан (С2Н6)	0,005-20	0,0011+0,024·Х
Пропан (С3Н8)	0,005-10	0,0007+0,035·Х
n-Бутан(n - С4Н10)	0,002-6	0,0005+0,05·Х
i-Бутан (i - С4Н10)	0,002-6	0,0005+0,05·Х
n-Пентан(n - С5Н12)	0,001-0,5	0,0003+0,05·Х
Азот (N2)	0,05-20	0,024·Х

Для автоматического вычисления массы и энергии сжиженного природного газа существует узел коммерческого учета (УКУ), обычно используют систему Фоксборо СТ-IV. Система передачи груза Фоксборо СТ-IV дает высокую точность замеров и данные по регистрации уровней, температур и давлений, требуемых при подсчете общего количество погруженного и выгруженного СПГ.

Все необходимые замеры выведены на видеомониторы. Система автоматически сканирует и печатает выбранные параметры. В дополнение, параметры конвертируются в объемные и весовые данные, корректируемые автоматически или вручную дифферентом и креном судна. Система позволяет вводить вручную плотность груза из архива (более 10 вариантов).

Замеры производятся перед и после погрузки и выгрузки. Во время замеров все грузовые системы должны быть остановлены, а береговое соединение отдано или изолировано. Никаких балластных операций во время замеров. Если возможно, судно должно быть на ровном киле и без крена. Однако, возможно измерение при небольшом дифференте, данные о котором вводятся автоматически или вручную. Система автоматически корректирует расчеты с учетом этого дифферента, но можно подсчитать и по таблицам вручную. Все данные выводятся на принтер [7,8].

2.2.2.1 Система замера уровня датчиком емкостного типа

Электрический датчик емкостного сопротивления (рисунок 2.3) состоит из двух концентрических алюминиевых трубок (внутренняя трубка закреплена на внешней с помощью концентрических изоляторов, расположенных на равном расстоянии по всей длине трубок). Устройство в целом представляется в виде набора цилиндрических конденсаторов (сегментов), общая высота которых равна высоте грузового бака (танка).

СПГ, в зависимости от уровня, заполняет пространство между концентрическими трубками. Уровень жидкости определяется измерением электрической емкости сегмента датчика, погруженного в жидкость.

Емкость этого сегмента сравнивается с емкостью соответствующего сегмента, расположенного ниже уровня жидкости. Отношение этих двух измерений ведет к точному определению уровня жидкости. Для корректировки значения уровня необходимо учитывать степень сжатия алюминиевой трубки.

1 - внешняя алюминиевая трубка; 2 - внутренняя алюминиевая трубка; 3 - концентрический электрический изолятор; 4 - изоляция секций внутренней трубки разрывом или диэлектрическим разъемом; 5 - изоляция от дна бака; 6 - фиксация секций внешней трубки вместе, что образует единый электрический проводник; 7 - линия передачи сигналов от внешней трубки и каждого центра внутренней трубки к контрольной объединяющей коробке вне грузового бака; 8 - грузовой танк СПГ

Рисунок 2.3-Емкостной датчик уровня

Точность измерения зависит от калибровки шкалы, линейности конденсатора и используемой электроники. Точность системы замера уровня с емкостным датчиком составляет ± 7,5 мм [8].

2.2.2.2 Система замера уровня поплавковым датчиком уровня. Ее используют при отказе системы измерения емкостным датчиком уровня

Измерение происходит поплавком, закрепленным на ленте (рисунок 2.4). Поплавок перемещается в зависимости от уровня жидкости, и лента, на которой он висит, раскручивается или скручивается на барабане, циклы вращения которого подсчитываются, на базе этих данных определяется уровень жидкости в танке.

Рисунок 2.4 - Поплавковый датчик уровня



Поплавок находится в контакте с продуктом только во время проведения замера, все остальное время он должен находиться в поднятом положении и заблокирован.

При работе с поплавковым датчиком необходимо учитывать степень сжатия ленты в соответствии с температурой газовой фазы и уровнем жидкости, а так же плотность СПГ, которая будет влиять на плавучесть. Также необходима температурная поправка, если лента изготовлена из нержавеющей стали.

Точность замера системой уровня с поплавковым типом датчика, сконструированного для применения в морских условиях - 7,5 мм [10].



3 Коммерческий учет СПГ в танках

3.1 Проблемы измерения уровня

Точные измерения уровня играют очень важную роль в продаже, покупке и обращении с охлажденными углеводородными жидкостями.

При проведении коммерческого учета в танках судов, существуют особенности:

- положения метановоза на воде (рисунок 3.1):

1) крен - это поперечное наклон судна на один из бортов;

2) дифферент - это продольное наклон судна на нос или на корму;

- возможность появления sloshing-эффекта в мембранных танках;

- криогенные и агрессивные коррозийные условия в танках судна, которые создает груз;

- вибрация и движение уровня груза, например, при колебании поверхности воды в море, отгрузке, включая кипящую поверхность, которые с высокой долей вероятности могут возникнуть при работе на море.

Рисунок 3.1- Отклонения положения судна на воде: а - крен; б - дифферент



Все эти отклонения от нормального состояния внутри танков могут отразится на точности измерения уровня [11].

3.2 Анализ возможных средств измерений уровня СПГ и рекомендации по их использованию

Для измерения уровня в танках судов применяют, как отмечалось ранее, емкостные и поплавковые уровнемеры. Они относятся к контактным средствам автоматизации, т.к. измерение происходит при непосредственном контакте с СПГ. Наряду с достоинствами емкостного уровнемера, который является основным при проведении измерения, такими как простота устройства, широкий диапазон измерения, существуют недостатки:

- чувствительный элемент находится в контакте с продуктом;

- необходимость введения дополнительных поправок, связанных с температурным расширением/сжатием материалов чувствительного элемента.

Более точными и надежными при измерении уровня в танках метановозов могут быть уровнемеры радарного типа. Преимущества радарных уровнемеров перед емкостными:

- не имеют контакта с измеряемым продуктом;

-невосприимчивы к условиям окружающей среды, на измерение уровня

не влияют: температура, давление, наличие подвижных поверхностей, пены;

- независимость метода от плотности, значения диэлектрической постоянной, химической агрессивности среды, проводимости.

В качестве основного уровнемера предлагается использовать радарный уровнемер, а резервного - емкостной, исключив из системы коммерческого учета уровнемеры поплавкового типа. Недостатками поплавкового уровнемера является:

- наличие подвижных частей, что приводит к еще большему увеличению погрешности;

- возникновение вибрации поплавка в результате кипения верхнего слоя криогенных жидкостей, что приводит к искажениям результатов измерения,

Предлагается использовать уровнемер ТankRadarControlL/2 для криогенных жидкостей.

Устройство радарного уровнемера представлена на рисунке 3.2.

Передатчик закреплен на верхней части грузового бака и излучает короткие электромагнитые импульсы по направлению к поверхности продукта. Сигнал отражается от поверхности обратно по направлению к антенне и обрабатывается электронным блоком уровнемера.

Рисунок 3.2 - Устройство радарного уровнемера



Устройство передачи уровнемера формирует радиосигнал (линейный частотно-модулированный), частота которого изменяется во времени по линейному законуf₁ (рисунок3.3). Этот сигнал излучается в направлении продукта, отражается от него, и часть сигнала через определенное время возвращается обратно в антенну. Излученный и отраженный сигналы смешиваются, в результате чего образуется новый сигнал, частота которого равна разности частот принятого и излученного сигналов и пропорциональнавремени распространения радиосигналаи, следовательно, расстоянию от антенны до измеряемого продукта.

Рисунок 3.3 - Принцип определения уровня радарным уровнемером

Отраженный сигнал, несущий в себе информацию об уровне продукта, содержит также и различные шумовые и паразитные составляющие(волнение продукта, неполное отражение радиосигнала и его частичное поглощение поверхностью измеряемого продукта). Поэтому результирующий сигнал подвергают спектральному анализу, в результате которого фильтруются паразитные составляющие сигнала.

Информация об измеряемых величинах может считываться с жидкокристаллического индикатора (ЖКИ), а так же передаваться в виде аналогового сигнала (4…20 мА), аналогово-цифрового сигнала с использованием HARTпротокола или по цифровой шине Foundation Fieldbus.

Конфигурирование уровнемеров производится с помощью коммуникаторов, либо с помощью персонального компьютера с программным обеспечением Rosemount Radar Masterили с программным обеспечением AMS (система обслуживания КИП и А) фирмы Emerson Process Management.

Основные технические характеристики представлены в таблице 3.1.

Таблица 4.1 - Основные технические характеристики Тank Radar Control

Название параметра	Значение
Диапазон измерений расстояния до поверхности среды, м	0,4…50
Пределы допускаемых погрешностей: - основной абсолютной погрешности при измерении расстояния до 10 м до поверхности среды, мм - основной относительной погрешности при измерении расстояния более 10 м до поверхности среды, %	±3 ±0,03
Температура измеряемой среды, єС	-196…+400
Давление измеряемой среды, МПа	-0,1…34,5

3.3 Методика выполнения измерений массы (объема) и энергии сжиженного природного газа в танках (резервуарах) наливных судов

Далее будет изложена последовательность проведения измерений основных параметров СПГ в танках судов.

На первом этапе проводят измерение уровня сжиженного природного газа(далее - жидкости). Его измеряют в танке после определения дифферента и угла крена судна с применением одного из двух уровнемеров, причем один из них основной, а другой вспомогательный.

Процесс измерения производят после завершения погрузки жидкости через 15 - 20 минут, когда поверхность жидкости в целом стабилизировалась. При наличии нестабильности показаний уровнемера необходимо проводить измерения уровня не менее двух раз.

Уровень жидкости в i-ом танке при j-ом измерении , мм, определяют по шкале уровнемера. Показание шкалы уровнемера отсчитывают с точностью до 1 мм. Результаты измерений вводят в память УКУ и вносят в протокол.

На втором этапе проводят измерение температуры жидкости и пара. Её измеряют сразу же после окончания измерений уровня жидкости.

Температуру жидкости в i- м танке , єС, измеряют датчиками температуры. Показания датчиков температуры отсчитывают с точностью до 0,2єС.Температуру пара в газовом пространстве i- го танка , єС, измеряют датчиками температуры, оказавшимися в пределах газового пространства танка. Показания датчиков температуры отсчитывают с точностью до 0,2 єС.Результаты измерений , вводят в память УКУ и вносят в журнал.

На третьем этапе происходит измерение давления пара в танках, сразу же после окончания измерений температуры жидкости и пара. Давление пара в i- м танке измеряют с применением одного абсолютного или избыточного манометра. Если манометр измеряет избыточное давление, то абсолютное давление пара определяют прибавлением к показанию манометра значение атмосферного давления, по показаниям барометра. Результаты измерений вводят в память УКУ и вносят в журнал.

На четвертом этапе проводят отбор проб. Общее количество отбираемых проб должно быть не менее шести.

И последнее, определение молярных (объемных) долей компонентов сжиженного природного газа, который производят поточным хроматографом или в лаборатории с применением газовых хроматографов. По результатам проведенных анализов определяют средние молярные (объемные) доли компонентов, входящих в состав СПГ. Эти показания вносят в журнал [8].



4. Алгоритм обработки результатов измерения

После проведения выше изложенной последовательности измерений основных параметров СПГ в танках судов данные поступают по линиям связи в УКУ. Вычисление массы (объема) и переданной энергии СПГ в УКУ происходит автоматически по полученным показаниям средств измерений, расположенных в танках по следующему алгоритму (рисунок 4.1).

При необходимости энергию, вычисленную по формулам (4.24), (4.25), (4.26), выражают в миллионах британских тепловых единиц умножением полученных результатов на коэффициент [9].



Рисунок 4.1 - Алгоритм обработки результатов измерения



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Точность и достоверность коммерческого учета сжиженного природного газа сегодня носят ярко выраженный экономический характер, т.к. это связано с финансовыми взаиморасчетами между экспортером и потребителями.

Рассмотрены существующие средства измерения уровня сжиженного природного газа при коммерческом учете (емкостные и поплавковые уровнемеры). Произведен анализ условий перевозки и выявлено, что они влияют на точность измерения уровня - основного параметра в определении массы и переданной энергии СПГ. В результате предложена замена существующего основного уровнемера емкостного типа на радарный уровнемер TankSaabControl серии 3500 для криогенных жидкостей, а также замена резервного поплавкового датчика уровня на емкостной.

Разработан алгоритм вычисления массы (объема) и переданной энергии СПГ.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1Развитие проекта и достижения: [Электронный ресурс]. - URLhttp://www.sakhalinenergy.ru/ru/ataglance.asp?p=aag_main&s=1(дата обращения 12.06.2020).

2Байков, Н.М. Сжиженный природный газ укрепляет позиции: [Электронный ресурс]. - URLhttp://www.ng.ru/energy/2007-04-10/11_gas.html(дата обращения 12.06.2020).

3Реализуемые проекты в России. Сахалин-2: [Электронный ресурс]. - URLhttp://www.shell.com.ru/home/content/rus/aboutshell/shell_businesses/e_and_p/oil_gas/sakhalin/(дата обращения 12.06.2020).

4Технологический регламент по эксплуатации завода СПГ (Проект «Сахалин-2»). Часть 1: основные производственные объекты, 2008. - 460с.

5ИСО 8310-91. Жидкости углеводородные легкие охлажденные. Измерение температуры в резервуарах, содержащих сжиженные газы. Термометры сопротивления и термопары. Введ. 15.11.1991. - М.: Госстандарт, 2007. - 13 с.

6ИСО 18132-2006. Охлажденные легкие углеводородные жидкости. Общие требования к автоматическим датчикам уровня. Часть 1:бортовые датчики на судах, перевозящих сжиженные газы. Введ. 31.03.2006. - М.: Госстандарт, 2007. - 15 с.

7ИСО 13398-97. Охлажденные углеводородные жидкости. Сжиженный природный газ. Процедура коммерческого учета на судне. Введ. 01.12.1997. - М.: Госстандарт, 2007. - 16 с.

8Вахтанин, Н.А. Организация безаварийной эксплуатации танкера-газовоз / Н.А. Вахтанин, Н.ВШерстнев, В.В Капустин//Курс лекций.- Севастополь: СевНТУ, 2007. - 192 с.

9Баскаков, С.П. Перевозка сжиженных газов морем/ С.П. Баскаков и др. - М.: Транспорт, 2001. - 268с.

10 ИСО 6578-91. Охлажденные углеводородные жидкости. Статическое измерение. Методика расчета. Введ. 12.011991. - М.: Госстандарт, 2007. - 28 с.

Размещено на Allbest.ru

...