Fiskal måling av LNG: hvordan de nyeste teknologiene for ultralydmåling sikrer den nødvendige nøyaktigheten

LNG skifter eier flere ganger i verdikjeden, enten det dreier seg om internt salg i selskapet, mellom to selskaper eller til og med mellom land. Når man ser på de nyeste LNG-tankskipene i Q-Max-klassen, med en kapasitet på opptil 266 000 m³ LNG, utgjør den økonomiske verdien av en LNG-last omtrent 50 millioner euro per tankskip (basert på gjennomsnittsverdier for tetthet, brennverdi og gjennomsnittlige fremtidige priser for LNG som handles på EEX European Energy Exchange i 2026). Denne LNG-mengden må måles i form av energi som overføres fra selger til kjøper. En usikkerhet på 0,1 % i denne målingen tilsvarer omtrent 50 000 euro i LNG per tankskip under lasting eller lossing. Disse usikkerhetsmomentene kan ikke fjernes helt, men de kan reduseres.

Siden den store overføringen av LNG foregår på globalt nivå mellom store selskaper, finnes det ikke et lokalt eller globalt regelverk som selgere og kjøpere er pålagt å følge. I stedet for å benytte globalt bindende standarder, er dagens målemetoder utledet fra andre hydrokarbonprodukter som olje, LPG eller lignende, og metodene er beskrevet i veiledninger for beste praksis, for eksempel GIIGNL Custody Transfer Handbook [3]. Toppmoderne målemetoder tar hensyn til:

1. Mengdemåling av LNG (volum/masse) via LTD-måling (nivå, temperatur, tetthet) på LNG-tankskip med forventede usikkerheter of 0,2–0,55 % (k = 2) for LNG-volumet og ytterligere usikkerhetsfaktorer knyttet til tetthet og temperatur
2. Kvalitetsmåling av LNG ((brennverdi) med gasskromatografer (CG-er) og fordampersystemer (se f.eks. [4] med en måleusikkerhet på 0,04 % og 0,07 % (k = 2)).

Den samlede usikkerheten knyttet til overført LNG-energi er angitt i håndboken til 0,5–0,7 % (k = 2). Dette tallet tilsvarer en økonomisk usikkerhet på omtrent +/- 250 000–350 000 euro for en stor leveranse.

For begge måleparametere (mengde og kvalitet) finnes det teknologi som kan gi tilfredsstillende resultater under gode måleforhold. Med LNG er det imidlertid noen ekstra utfordringer, noe som kan gjøre det vanskelig å oppnå gode måleforhold under alle omstendigheter.

Følgende punkter (blant annet) må tas spesielt i betraktning og korrigeres for å oppnå en nøyaktig avlesning av mengde eller volum på LNG-tankskipet:

• Skipets individuelle tankgeometrier (tanktabeller) som omregner nivåmålinger til volummålinger og korrigerer for innvendige tankstrukturer og temperaturbetingede endringer i tankgeometrien.
• Bevegelse i LNG-tanken som følge av skipets bevegelser (krengning/trim) eller konveksjonsstrøm i tanken.
• Koking av LNG inne i tanken, noe som gjør grensen mellom væske og gass uklar
• Dødvolum mellom tankene på LNG-tankskipet og tankene i terminalen.
• Korrekt kalibrering og forsegling av alle berørte instrumenter, samt kontroll utført av en inspektør for å bekrefte at alt er gyldig og på plass.
• Tilstrekkelig tid til at tankinnholdet får stabilisert seg før og etter lasting, slik at målingene blir stabile, samtidig som det er behov for rask LNG-overføring for å redusere avgiftene knyttet til bruk av kaiplass.

Til kvalitetsmåling i terminaler for flytendegjøring og regassifisering av LNG:

• Representativ fordampning og prøvetaking av LNG med minimal tidsforsinkelse.

Vanligvis tilhører måleutstyret for mengdemåling rederiet eller eieren av tanken, mens måleutstyret for kvalitetsmåling tilhører anlegget (flytendegjøring/regassifisering), noe som kan føre til ytterligere kompleksitet i tilfelle det oppstår tvister.

Ultralydmengdemålere (UFM) og Coriolis-mengdemålere (MFM) tilhører begge dynamiske målemetoder i prosessløpet, i motsetning til statiske målemetoder som tankmåling eller veiing (via veiebruer). Grunnleggende begreper, fordeler og utfordringer ved statisk og dynamisk måling av LNG-mengde fremgår av tabellen nedenfor:

Ved å gå fra en statisk til en dynamisk målemetode løses følgende utfordringer:

• Spesifikke tankgeometrier: Bevegelser i skipet eller væskebevegelser inne i tanken medfører ikke lenger usikkerhet i målingen.
• Det er ikke lenger nødvendig å ta hensyn til dødvolum eller væskestrøm (LNG/BOG) i LNG-tankskipet (f.eks. brenngass) eller anlegget (f.eks. kompressorer). Alt som befinner seg før punktet for fiskal måling tilhører selgeren, mens alt etter dette punktet, tilhører kjøperen.
• Antallet instrumenter som eventuelt må kontrolleres av en inspektør for å sikre korrekt kalibrering og forsegling, reduseres betydelig. Instrumentene er plassert tett inntil hverandre.
• Instrumenteringen (både mengde og kvalitet) kan eies fullstendig av én part; teoretisk sett er det mulig med en hoved-/hjelpekonfigurasjon av hele anlegget (ett skidmontert målesystem på skipet og ett på anleggets kai).

I tillegg tilbyr ultralydmengdemålere følgende fordeler, spesielt for måling av store mengder LNG:

• Finnes i store bredder på opptil 36 tommer eller mer.
• Ingen trykkfall (som kan føre til avdampningsgass/kavitasjon).
• Ytterligere prosessdiagnostikk (f.eks. lydhastighet) for overvåking av LNG-kvaliteten.
• Nesten vedlikeholdsfri og uten måledrift.
• Ultralyd-mengdemålere godkjent for fiskal måling tilgjengelig (f.eks. iht. OIML R117).

FLOWSIC900-mengdemåleren er utviklet helt fra grunnen av for måling av LNG, og den bygger på mange års erfaring fra Endress+Hauser og SICK innen måling av naturgass. Den er godkjent for fiskal måling etter den nyeste OIML R117:2019-standarden, med høyeste nøyaktighetsklasse 0.3, for bruk i «dynamiske målesystemer for andre væsker enn vann». Med utgangspunkt i en konservativ tilnærming gir denne ultralydmengdemålingen en systemusikkerhet på bare 0,3 % i henhold til OIML R117-standarden, noe som likevel innebærer en forbedring av usikkerheten på 0,25 % for volumet (fra 0,55 % til 0,3 %) eller en reduksjon i økonomisk usikkerhet på om lag 125 000 euro for lasting eller lossing av et LNG-tankskip.

Selv om fordelen med høyere nøyaktighet taler for bruk av ultralydmengdemålere, er det fortsatt mange som stiller spørsmål ved hvor egnet de er. Disse problemstillingene blir kort omtalt i neste avsnitt.

Under prosessen med metrologisk typegodkjenning i henhold til den nyeste standarden OIML R117:2019 la Endress+Hauser – i samarbeid med godkjenningsorganet NMi – særlig vekt på å teste målerens pålitelighet og måleusikkerhet under kryogene LNG-forhold. [5]

Dette omfatter spesialtilpasset testing av transdusere for å sikre stabile og nøyaktige målinger under kryogene forhold på en skreddersydd kryogen testbenk, samt overførbarhet fra en kalibreringsvæske (f.eks. vann eller flytende hydrokarboner) til målvæsken LNG (med lav viskositet og dermed høyt Reynolds-tall), som er påvist på VSLs LNG-testbenk i Rotterdam, og som er sporbart til SI-enheter. [6]

Kalibreringsresultatene som viser overførbarheten mellom ulike medier, samt målerens linearitet og ekstrapolering mot et høyere Reynolds-tall, er angitt i figuren nedenfor. Dette tyder på at denne metoden kan brukes på LNG-målere.

Tidligere har LNG- eller olje- og gassindustrien av ulike årsaker vanligvis ikke vært rask til å ta i bruk denne nye teknologien. Tradisjonelt har fremgangsmåten for å gjøre en teknologi til en bransjestandard vært som følger: Først blir teknologien tilgjengelig, deretter utvikles det globale, lokale og bedriftsinterne standarder, og til slutt tas teknologien i bruk og blir en bransjestandard.

Selv om dette er den tradisjonelle og sikreste måten å ta i bruk ny teknologi på, bremser det innovasjonen litt. På den andre siden finnes det ingen regel som sier at det er obligatorisk å følge disse typiske trinnene ved LNG-leveranser. Endress+Hauser oppfordrer operatører og EPC-selskaper til å finne ut hvilken teknologi som passer best for nåværende og fremtidige LNG-anlegg.

UFM-teknologien kan generelt betraktes som uten måledrift, og Endress+Hauser ser ikke noe teknisk behov for regelmessig rekalibrering av sine LNG-målere under normal drift. Det handler altså mer om tilliten til måleren i feltet, og hvordan man kan dokumentere at disse måleresultatene fortsatt er pålitelige. På publiseringstidspunktet var LNG-provere for målerverifikasjon med en kapasitet på opptil 4500 m³/t tilgjengelig. Disse kan håndtere en flowrate i laste-/losselinjer på opptil 24 tommer, eller ved ekstrapolering av verifikasjonen – enda større dimensjoner [7].  Kalibrering er imidlertid forbundet med praktiske utfordringer som transport av provingsystemet til måleren (f.eks. på en brygge), å sikre metrologisk stabilitet og å etablere riktige prosessforbindelser for proversystemet.

Det er vanligvis mulig å foreta en rekalibrering i vann eller olje, men dette innebærer at måleren må trekkes ut av en (sannsynligvis) isolert rørledning. Fra produsentens synspunkt er den mest hensiktsmessige metoden å gjenbruke metoder som i dag er standard innen måling av naturgass og olje. Denne metoden innebærer bruk av to UFM-er med ulik utforming (muligens også fra ulike leverandører) i en master/slave-konfigurasjon, der slavemåleren jevnlig sammenlignes med mastermåleren, og mastermåleren kan sendes til rekalibrering uten at hele LNG-linjen må stanses.  Med andre ord kan operatørene anse den opprinnelige fabrikkalibreringen som fortsatt gyldig – så lenge hovedmåleren og driftsmåleren viser samme måleverdier.

Ultralydmengdemålere – i likhet med massemengdemålere – fungerer best under enfasede måleforhold. Disse forholdene kan oppnås ved at operatøren tar nødvendige forholdsregler, f.eks. ved å forkjøle målelinjen og sørge for pålitelig varmeisolasjon langs hele målelinjen.

FLOWSIC900s konstruksjon minimerer potensiell varmetilførsel til måleområdet og muliggjør rask nedkjøling av måleren. I tofasestrømningstester ved HZDR i Tyskland har det blitt fastslått at målingene er pålitelige opp til en gassvolumfraksjon (GVF) på 5 %.

Utfordringene og bekymringene som har stått i veien for utbredt bruk av ultralydmengdemålere for fiskal måling av LNG, er i stor grad overvunnet – teknologien er klar. I nær fremtid forventes det at UFM-anlegg vil bli stadig mer vanlig i LNG-anlegg. For det første vil de bli brukt som prosessmålere på laste- og losselinjer for overvåking av LNG-pumper eller for måling av LNG-overføring til tank, og for det andre som kontrollmålere som referanse for nivåmåling, før de til slutt kan bli bransjestandard for fiskal måling av LNG. Internasjonale standarder vil fortsette å utvikle seg og gjøre det enklere å ta i bruk UFM- eller Coriolis-baserte målesystemer for LNG-leveranser, både i liten og stor skala. Til syvende og sist vil måleusikkerhetene avta ytterligere, slik at LNG-operatørene kan konsentrere seg om de økonomiske og politiske usikkerhetsmomentene som sannsynligvis vil vedvare.

1. «GIIGNL Annual Report 2025», International Group of Liquefied Natural Gas Importers (GIIGNL), (2025), www.giignl.org/annual-report
2. «Shells utsikter for LNG i 2025Shells utsikter for LNG i 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/