摘要：基于LNG是低温易挥发的烃类混合物，为公平起见，LNG国际贸易均采用能量作为最后的结算依据，因此获取准确的交接量及组分数据是贸易交接开展的基础。首先系统介绍贸易计量交接各环节流程，从技术层面上分析影响贸易交接顺利进行的相关因素，主要包括卸货前分析计量设备适用性检验、样品采集流程、分析步骤及取样分析使用标准等； 其次结合近年来贸易交接常见问题，主要是不同船型船压控制、取样或分析争议判定等提出相应解决措施；最后基于国情提出发展建议，可为其他接收站提供参考依据。

0 前言

从世界范围来看，LNG 贸易交接已形成一套统一的国际标准化流程。基于LNG 低温、易挥发的特点，LNG计量目前尚不能简单地用流量计对其进行实时动态测量，现行的国际标准仅对其静态测量方式进行了详细阐释。与大宗油品静态计量类似，LNG 到港静态计量是依靠船上的船载卸货计量系统（CTMS 系统） 自动记录船舱液位继而换算成船舱体积，通过船舱横、纵倾等其他修正自动核算体积，再利用密度计算其质量，由于不同气源的天然气组分不同、热值不同，为公平起见，LNG国际贸易均采用能量作为最后的结算依据，因此在LNG贸易交接中，获取代表性样品并精确测定出样品组分是非常关键的环节。

1 体积测量

1. 1 卸货船上计量设备适用性的检验

基于LNG的特殊性，船上计量仪表必须在设计阶段就得到由各相关方同意的工业认可权威机构鉴定认证证书。在计算卸货数量之前，检验人员需要检验舱容表、液位、温度以及压力测量系统是否进行有效标定且标定日期是否过期，误差范围是否超过标准范围等。各仪表测量精度见表1。

1. 2 体载体积量的确认

CTMS系统自动记录船舱液位，校正船舶横、纵倾对液位造成的影响，自动核算LNG体积。与此同时，检验人员也可以利用现场获取的浮子液位计读数，对照船方提供的舱容－液位对照表查询相关数据并直接计算LNG体积，进而对CTMS系统自动核算的LNG体积进行校核，卸载的LNG体积量由卸载起始与结束的LNG船舱总体积量差值决定。CTMS系统在记录船舱液位的同时记录气液相温度、船舱压力等重要参数，这些参数会被用于计算最终的卸载能量。LNG船舶到港计量交接流程见图1。

2 取样及品质检定

2. 1 卸货前分析计量设备适用性的检验

分析计量设备投用前，检验人员必须检验化验室气相色谱仪、化验室气相色谱仪用的标准气、在线取样器和在线气相色谱仪是否经过有效标定，核实标定单位名称及资质文件，标定日期是否过期，误差范围是否超过标准范围等。检验气相色谱仪的状态是否良好，并用标准气体进行标定，以确保检测数据的准确性。

2. 2 取样

LNG 代表样本将依照ISO 8943－2007（E）《冷冻液态轻烃轻质流体—液化天然气连续取样方法》（以下简称ISO 8943－2007）规定或依照买卖双方的等效共识，在平稳的卸载过程中获得。需采取预防措施避免LNG样本在被送达蒸馏器之前任何一部分样本发生汽化。采样点位置、采样探测器、采样点及蒸馏器之间的管道安排、蒸馏器及相关控制设备根据ISO 8943－2007标准设计。主要控制点：

1）取样区间仅是卸货速度达到全速后的一段时间，不包括最初开始时流量急剧增大和停止前流量降低的时间。

2）在取样期间，由于船上泵或紧急切断阀启动，造成LNG输送线的压力和流量发生突然变化时，则应停止取样，直到LNG流量恢复正常再取。

3）为防止在线取样系统出现故障，还需进行手工取样，即在卸货速度达到全速后，每隔1 h 采取1个样品。

4）1个有代表性的样品需封存30 d或其他约定时间，如有争议的样品，需保存到买卖双方一致同意处理的期限为止。

LNG取样区间示意图见图2。

2. 3 品质分析

品质分析目前国内比较通用的是离线分析法，即通过在线取样装置，将少量汽化后的LNG通过样瓶收集后，在实验室利用气相色谱分析仪对其进行品质分析，主要控制要点如下：

1）离线分析法应遵循国际通用标准GPA 2261《利用气相色谱仪分析天然气和类似气体混合物》（以下简称GPA 2261）或买卖双方达成一致的其他国际通用标准。

2）最后的分析结果保持在GPA 2261可重复性宽限范围内。

3）确认分析结果的再现性是否符合标准所规定的误差范围。

4）对比手工取样样品的分析结果与在线样品的分析结果。

5）相关利益方代表应对组分数据签字确认。

3 贸易交接关键点控制

3. 1 卸船期间压力控制

压力控制是影响卸货正常进行的关键，关系到卸货效率及卸货安全。船舶到港前，岸方通过调节压缩机负荷控制储罐压力，船方则通过蒸发气（BOG）处理系统调节船舱压力。卸货期间，船岸两侧气相空间通过气相臂连通以保证压力稳定，卸货顺利进行。

3. 1. 1 正常工况

通常情况下，在卸货伊始，卸货泵逐渐开启，卸货流量逐步增大，船舱气相空间增大导致压力迅速下降，此时需由岸方通过气相臂向船舱补压，以保证货舱压力平衡。当岸方BOG不足以补充船舱压力时，应适当减小卸货速率，避免引发船舱低压报警或紧急切断（ESD）连锁关断。此外，也可通过接收站外输高压天然气直接对船舱补压，满足船舱压力平衡。若卸船前，岸方压力较高，则卸货初始阶段，岸方储罐会通过气相臂向船舱排气。

3. 1. 2 非正常工况

目前，LNG船队主要有3种船型，即常规船、Q-Flex和Q-Max型（Q-Flex 和Q-Max型统称Q型船）。LNG船型及主要参数见表2。

不同船型的BOG处理装置不同，Q型船BOG处理方式为开启再液化系统将BOG液化后返回船舱，常规船则通过气体燃烧装置（GCU）处理BOG，按照行业惯例，为保证计量的准确性，在卸货前应关闭任何影响计量的装置以保证船舱处于密闭、稳定状态，包括再冷凝装置（Q型船）及GCU（常规船）等，再冷凝装置启停需要1.5～2 h，且在再液化装置及GCU关闭期间，卸货期间储罐压力较难控制，若卸货期间，作为船岸压力调控系统的接收站BOG处理系统出现故障，极易造成船岸两侧同时超压，极大威胁卸货安全，参考国际上其他国家卸船操作流程并通过国内接收站实际操作验证，以下方法在很大程度上既可保证计量公平又可确保压力稳定：

1）对于Q型船：在预冷、卸货加速或减速、吹扫等时段保持再液化装置处于开启状态能有效控制船舱压力，卸货操作更安全。

方案一：在卸货前计量时，再液化装置处于开启状态；卸货前计量完成且舱压稳定后，船方可关闭再液化装置； 在卸货减速前1 h逐步开启再液化装置；卸货后计量时，再液化装置处于开启状态并与卸货前计量的状态保持一致。

方案二：再液化装置在整个卸货作业一直处于开启状态，卸货前计量和卸货后计量时，再液化装置状态保持一致。

优化后卸货流程图见图3。

2）对于常规船：在消耗BOG能够精确计量的前提下，可以允许常规船燃烧BOG或者使用BOG作为燃料，特别是在出现LNG船舱压力过高等应急情况下，允许LNG船消耗BOG，可有效地控制BOG压力。

BOG消耗量应按照纯CH4的单位质量热值计算或其他双方认可的方式计算，并从卸货总热值中扣除。

3. 2 取样或分析争议判定及解决思路

根据相关合同及行业惯例，在取样或分析失败等无法获得精确组分的情况下，取历史5船及以上相同货源地、船型、运距条件下的LNG样品分析结果或经贸易双方同意的预估天然气组分数据作为结算依据。但这种方法局限性较大，如何判定出现有效的争议并且怎样有效解决争议是个亟待解决的问题，通过统计学原理，可在一定程度上合理判定及解决争议。

3. 2. 1 构建老化模型并预测卸货总热值

LNG是一种多组分混合物，在常压低温运输环境下，沸点较低的N2与CH4等会优先蒸发出来，导致LNG组分和密度发生改变，且随着船行天数及储存温度等的不同而不同，这种现象被称为LNG老化。

利用统计学对同一货源地货物在相同船型运输条件下LNG组分、蒸发率及热值变化进行统计，构建老化模型，监测卸载港组分、热值变化值是否落在质量控制的合理范围，以便对装载港、卸载港的检验计量设备工作情况与贸易过程中的检验计量结果进行验证。历史数据统计见表3。

3. 2. 2 分析能力验证

实际交付热值超出了老化模型预测热值不确定性的允许范围，则由独立第三方对买卖双方取样分析能力开展验证，包括对分析仪器的标定数据、标气数据及取样系统稳定数据等进行验证。根据验证结果，确定进一步解决方案。

4 结论

中国LNG产业起步晚，相应的配套设备设施、人才队伍建设、质量管控体系建设等均与国外有较大差距，尤其表现在贸易交接上。本文结合实际操作经验，对不同船型船压控制、取样或分析争议判定等进行研究，并提出针对性解决措施。目前，中国海洋石油正利用其先行先发优势，通过研究不同LNG船型的结构、BOG处理方式及对应配备的计量仪器逐步完善卸船作业标准化操作流程，，通过构建资源池“大数据模型”，研究不同船型、气源地组分变化规律构建争议解决机制，确保贸易交接顺利进行。（来源：《天然气与石油》，2017年03期）

本文作者

牛斌 中海石油气电集团有限责任公司浙江贸易分公司

陶克 中海浙江宁波液化天然气有限公司