Custody transfer av LNG: hur den senaste tekniken för ultraljudsmätning ger den noggrannhet som krävs

LNG byter ägare flera gånger längs värdekedjan, såväl vid handel inom företag som handel mellan företag eller till och med mellan länder. Med de nyaste LNG-fartygen i Q-Max-klass, med en kapacitet på upp till 266 000 m³ LNG, är det ekonomiska värdet för en LNG-last ca 50 miljoner euro per fartyg (baserat på genomsnittliga värden för densitet och värmevärde samt de genomsnittliga förväntade priser för LNG som handlas på EEX European Energy Exchange 2026). För denna LNG måste man mäta den energi som överförs från säljare till köpare. En osäkerhet på 0,1 % i denna mätning motsvarar LNG till ett värde av ungefär 50 000 euro per fartyg vid lastning och lossning. Dessa mätosäkerheter kan inte elimineras helt, men de kan minimeras.

Eftersom den storskaliga överföringen av LNG sker på global nivå mellan stora företag finns det inga lokala eller globala föreskrifter som säljare och köpare måste följa. I stället för att använda globalt bindande standarder har den aktuella mättekniken härletts från andra kolväteprodukter som olja, gasol m.m. och ingår i handböcker för bästa praxis som ”Custody Transfer Handbook” från GIIGNL (International Group of Liquefied Natural Gas Importers) [3]. Modern och avancerad mätning tar hänsyn till:

1. Mängdmätning av LNG (volym/massa) genom mätning av nivå, temperatur och densitet på LNG-fartyg med en mätosäkerhet på 0,2–0,55 % (k=2) för LNG-volymen och ytterligare mätosäkerhet för densitet och temperatur.
2. Kvalitetsmätning av LNG (värmevärde) med hjälp av gaskromatografer och förångarsystem (se t.ex. [4] med en mätosäkerhet på 0,04 % och 0,07 % (k = 2)).

I handboken anges den övergripande osäkerheten för överförd LNG-energi som 0,5–0,7 % (k=2). Denna siffra motsvarar en ekonomisk osäkerhet på cirka +/-250 000–350 000 euro per stor transaktion.

För båda mätstorheterna (mängd och kvalitet) finns det teknik som kan ge tillräckliga resultat under bra mätförhållanden. LNG medför dock vissa ytterligare utmaningar som kan göra det svårt att uppnå bra mätförhållanden under alla omständigheter.

För att man ska kunna erhålla exakta mätvärden för mängd eller volym på LNG-fartyg måste man ta hänsyn till och korrigera följande punkter (bland andra):

• fartygets individuella tankgeometrier (tanktabeller), som omvandlar nivåvärden till volymvärden och gör korrigeringar för tankarnas interna struktur och temperaturberoende geometriska förändringar
• rörelse i LNG-tanken på grund av fartygets rörelser (krängningar/trimning) eller på grund av konvektionsström inuti tanken
• kokande LNG inuti tanken, vilket suddar ut fasgränsen mellan vätska och gas
• dödvolym mellan tankarna på LNG-fartyget och tankarna på terminalen
• korrekt kalibrering och försegling av alla instrument som används och en inspektör som kontrollerar att dessa är giltiga och finns på plats
• tillräcklig tid för tanken att stå stilla före och efter lastning för att möjliggöra stabila avläsningar, samtidigt som man måste reducera liggedagsavgifter med snabb LNG-överföring.

För kvalitetsmätning på kondenserings- eller återförgasningsterminalen:

• representativ LNG-förångning och provtagning med minimal tidsfördröjning.

Normalt sett tillhör instrumenteringen för mängdmätning rederiet eller redaren, medan instrumenteringen för kvalitetsmätning tillhör anläggningen (för kondensering/återförgasning), vilket kan göra processen ännu mer komplex om det uppstår tvister.

Både ultraljudsflödesmätare och coriolis-massflödesmätare använder dynamiska flödesbaserade mätmetoder jämfört med statiska mätmetoder som tank gauging eller vägning (med brovågar). I nedanstående tabell visas grundläggande koncept, fördelar och utmaningar med statisk och dynamisk mängdmätning av LNG:

Genom att byta från en statisk till en dynamisk mätmetod löser man följande utmaningar:

• Individuella tankgeometrier: fartygets rörelser eller rörelser i vätskan inuti tanken bidrar inte längre till användningsrelaterad osäkerhet.
• Man behöver inte längre ta hänsyn till dödvolym eller vätskeströmningar (LNG/BOG) i LNG-fartyget (t.ex. bränngas) eller på anläggningen (t.ex. kompressorer). Allt uppströms om custody transfer-punkten tillhör säljaren, allt nedströms tillhör köparen.
• Antalet instrument som kan behöva kontrolleras av en inspektör med avseende på korrekt kalibrering och försegling minskar drastiskt och instrumenten är placerade närmare varandra.
• Instrumenteringen (mängd och kvalitet) kan ägas helt och hållet av en part. Teoretiskt sett är en så kallad master/duty-konfigurering av hela installationen möjlig (en mätskidd på fartyget, en mätskidd på anläggningens kaj).

Utöver detta ger ultraljudsflödesmätare följande fördelar specifikt för mätning av stora volymer LNG:

• tillgängliga i stora nominella bredder upp till 36 tum eller större
• ingen tryckförlust (vilket kan leda till BOG/kavitation)
• ytterligare processdiagnostik (t.ex. ljudhastighet) för övervakning av LNG-kvalitet
• i princip underhålls- och avdriftsfria
• custody transfer-godkänd ultraljudsflödesmätare tillgänglig (t.ex. enligt OIML R117).

Flödesmätaren FLOWSIC900 är från grunden konstruerad för LNG-mätning och utnyttjar den mångåriga erfarenhet av naturgasmätning som Endress+Hauser och SICK besitter. Den är godkänd för custody transfer enligt den senaste standarden OIML R117:2019 för högsta noggrannhetsklass 0,3 för användning i ”dynamiska mätsystem för andra vätskor än vatten”. Om man utgår från en konservativ approach uppnår denna mätning med ultraljudsflödesmätare en systemosäkerhet på endast 0,3 % enligt standarden OIML R117. Detta motsvarar fortfarande en förbättring av osäkerheten på 0,25 volymprocent (från 0,55 % till 0,3 %) eller en minskning av den ekonomiska osäkerheten med cirka 125 000 euro per lastning/lossning av ett LNG-fartyg.

Även om noggrannheten är en fördel som talar för att använda ultraljudsflödesmätare finns det betänkligheter kring hur väl lämpade de är. Dessa betänkligheter tas upp i korthet i följande avsnitt.

Under den metrologiska typgodkännandeprocessen i enlighet med den senaste standarden OIML R117:2019 lade Endress+Hauser – tillsammans med godkännandeorganet NMi – extra stor vikt vid att testa mätarens tillförlitlighet och mätosäkerhet under kryogena LNG-förhållanden. [5]

Detta innefattar särskild testning av mätgivare med avseende på stabila och exakta avläsningar under kryogena förhållanden på en skräddarsydd kryogen testrigg. En annan aspekt är överförbarheten från en kalibreringsvätska (t.ex. vatten eller flytande kolväten) till målmediet LNG (med låg viskositet och därmed högt reynoldstal). Denna verifierades på LNG-provbänken hos VSL i Rotterdam, som är spårbar till SI-enheter. [6]

I grafiken nedan visas kalibreringsresultat som illustrerar mediernas överförbarhet samt mätarens linjäritet och extrapolering till ett högre reynoldstal. De visar att denna metod kan tillämpas på LNG-mätare.

Tidigare har LNG- eller olje- och gasindustrin av olika orsaker i regel inte varit snabba med att använda denna nya teknik. Traditionellt sett har stegen till att göra en teknik till industristandard sett ut så här: först blir tekniken tillgänglig, sedan utarbetas globala, lokala och företagsspecifika standarder och till sist börjar tekniken användas och blir industristandard.

Även om detta är det traditionella och säkraste sättet att utnyttja ny teknik utgör det ett hinder för innovationer. Å andra sidan finns det ingen regel som säger att LNG-transaktioner måste följa dessa typiska steg. Endress+Hauser bjuder in operatörer och EPC-företag att ta reda på vilken teknik som är bäst lämpad för befintliga och framtida LNG-anläggningar.

Ultraljudsflödesmätningsteknik kan i regel anses vara avdriftsfri och Endress+Hauser ser inget tekniskt behov av regelbunden omkalibrering av sin LNG-mätare vid normal drift. Det är alltså snarare en fråga om att ha förtroende för mätaren i driftmiljön och hur man kan bevisa att dessa mätresultat förblir trovärdiga. Vid tidpunkten för publiceringen av denna artikel finns LNG-provutrustning med en kapacitet på upp till 4500 m³/h tillgänglig, vilken kan hantera flöden i ledningar för lastning/lossning på upp till 24 tum eller – vid extrapolering av provningen – ännu större [7].  Sådan provning är dock förknippad med praktiska hinder som transport av provningssystem till mätaren (t.ex. på en kaj), att säkerställa mätteknisk stabilitet samt att upprätta ändamålsenliga processanslutningar för provningssystemet.

Omkalibrering i vatten eller olja är i regel möjligt, men kräver sannolikt att man drar ut mätaren ur dess isolerade rörledning. Ur tillverkarens perspektiv är den mest lämpliga metoden att använda tillvägagångssätt som i dag är standardlösningar inom naturgas- och oljemätning. Detta tillvägagångssätt innefattar att använda två ultraljudsflödesmätare med olika konstruktion (eventuellt även från olika leverantörer) i en master/duty-konfiguration, där flödesmätaren regelbundet jämförs med mastermätaren och mastermätaren kan skickas för omkalibrering utan att hela LNG-ledningen behöver stoppas.  Med andra ord kan operatörer betrakta den inledande fabrikskalibreringen som giltig så länge master- och flödesmätaren visar samma mätvärden.

Ultraljudsflödesmätare – precis som massflödesmätare – fungerar perfekt under mätförhållanden med bara en fas. Dessa förhållanden kan uppnås om operatören vidtar lämpliga åtgärder, t.ex. kylning av mätledningen och tillförlitlig värmeisolering längs hela mätledningen.

Konstruktionen hos FLOWSIC900 minimerar potentiell värmeinträngning i mätavsnittet och möjliggör snabb kylning av mätaren. I flödestester med två faser vid HZDR i Tyskland fastställde man att mättillgängligheten är given upp till en gasvolymfraktion (GVF) på 5 %.

De utmaningar och tvivel som har hindrat en bredare användning av ultraljudsflödesmätare vid custody transfer av LNG har till stor del övervunnits – tekniken är redo. Inom en snar framtid kommer vi förmodligen att se alltfler ultraljudsflödesmätare på LNG-anläggningar. Först kommer de att användas som processmätare på lastnings- och lossningsledningar för övervakning av LNG-pumpar eller för mätning av LNG-utflödet, och senare som kontrollmätare som referens för nivåmätning innan de slutligen blir industristandard för custody transfer av LNG. Globala standarder kommer att fortsätta utvecklas och förenkla användningen av ultraljudsflödesmätare eller coriolisbaserade LNG-mätsystem för LNG-transaktioner från liten till stor skala. Slutligen kommer mätosäkerheter att fortsätta minska, vilket gör att LNG-operatörer kan fokusera på de ekonomiska och politiska oroligheter som vi sannolikt kommer att se mer av.

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), 6:e upplagan
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. och EHRLICH, A., ”113 A Cryogenic Test Setup for Characterization of Ultrasonic Flow Measurement”, 17th Cryogenics 2023 IIR Conference and Exhibition, Tyskland (24 april 2023).
6. GUGOLE, F., SCHAKEL, M. D., DRUZHKOV, A. och BRUGMAN, M., ”Assessment of alternative fluid calibration to estimate traceable liquefied hydrogen flow measurement uncertainty”, International Journal of Hydrogen Energy (21 juni 2024).
7. ”Cryogenic Meter Provers for LNG Service”, Flow Management Devices, https://flowmd.com/application-specific-meter-provers/cryogenic-meter-provers-for-lng-service/