Af Lonna Dickenson, Emerson
Vigtigheden af at håndtere økonomisk risiko ved overdragelse af store mængder gas.
Gasafregning ("custody transfer") henviser til finansielle transaktioner, hvor ejerskabet af naturgas – typisk metan – overdrages fra én operatør til en anden. Dette indebærer overdragelse af store mængder gas, hvor betaling sker på baggrund af nøjagtig måling.
På grund af den høje værdi af gas, der overdrages, stiller afregning de største krav til flowmålerens nøjagtighed, driftssikkerhed og måletilgængelighed. Jo større volumen, jo større risiko. For eksempel kan selv en lille målefejl på 0,25 % betyde en økonomisk risiko på ~480.000 USD om året ved 3 millioner standardkubikmeter pr. dag til 5,00 USD pr. million Btu (baseret på historiske EU-gaspriser). Målefejl øger den økonomiske eksponering og kan føre til dyre retssager og forlig.
Branchens bedste praksis for usikkerhed ved gaskontrolmålinger
På grund af de store økonomiske risici laver rørledningsselskaber og operatører ofte usikkerhedsbudgetter for at minimere den økonomiske eksponering.
Deres retningslinjer, vist i figur 1, anbefaler usikkerhedsgrænser baseret på den årlige handelsværdi.
For en økonomisk handelsværdi op til 100 mio. USD anbefales en usikkerhedsgrænse på 0,5 % af flowet. Det holder kundens økonomiske eksponering på omkring en halv million dollars årligt på store målepladser. For systemusikkerhedsbudgetter foreslår American Gas Association (AGA) en grænse på 1,0 %, svarende til ca. 1 mio. USD i samlet usikkerhed for store målepladser.
Disse anbefalede budgetter er baseret på en balance mellem prisen på avancerede måleløsninger og de økonomiske konsekvenser af usikkerhed. De tager samtidig højde for aktuel måleteknologi, priser og usikkerheder.
Ved mindre volumen med lavere årlig økonomisk risiko kan mindre robuste teknologier som ultralydsmålere med færre målebaner og uden redundans accepteres. Ved store overdragelser af gas kræver den høje omkostning ved usikkerhed imidlertid, at den nyeste teknologi udvikler sig til at opfylde skrappere usikkerhedskrav.
Tre dominerende teknologier for storvolumen-gasmåling
De fleste rørledningsoperatører tilstræber en måleusikkerhed på under 0,3 %, men det er svært at opnå, selv med målere godkendt til afregning. Det kræver ofte, at man adresserer begrænsninger i rørdesign og målerteknologi. Selv da opnås denne usikkerhed typisk kun med de mest præcise flowmålere under ideelle forhold.
Nøjagtigheden for kalibrerede målere (turbine- og ultralydsmålere) og ukalibrerede orificemålere ligger mellem 0,1 % og 0,25 %. Installationsusikkerhed skal imidlertid også medregnes, med et typisk usikkerhedsbidrag på +/-0,167 %, som er det laveste akkrediterede af internationale metrologistandarder (kun opnåeligt med de bedste afregningsmålere).
Der findes tre dominerende teknologier til måling af store mængder gas til afregning:
- Differenstryk (DP) målere: Først introduceret i 1930’erne, findes i mange størrelser og fungerer godt i barske miljøer. Orifice fitting, en type DP-måler, var den mest anvendte til afregning indtil 1980’erne, hvor turbinemålere blev udbredt, især til renere downstream-miljøer som gasledninger.
- Turbinemålere: Kendt for høj nøjagtighed, reproducerbarhed og bredt måleområde (turndown ratio), hvilket gør dem fleksible over for driftsændringer som flow-variationer. Turbinemålere anvendes nu bredt til gasafregning.
- Ultralydsflowmålere: Selvom ultralydsmåling har eksisteret siden 1960’erne, blev teknologien først bredt anerkendt til gasafregning sidst i 1990’erne med AGA 9, som satte klare metrologiske retningslinjer og skabte global udbredelse. Tidlige ultralydsmålere mødte kritik for dårligt design og manglende forståelse for teknologien. Imidlertid har forbedringer i målebaner, behandlingshastighed, digital signalbehandling (DSP) og software forbedret ydeevne, diagnostik og brugervenlighed betydeligt.
Ultralydsmålere: udvikling og forbedring
Ultralydsmålere bliver ved med at udvikle sig. Højere nøjagtighed og mindre følsomhed over for flowprofiler muliggør mere kompakte installationer og eliminerer behovet for flowudjævning. Forbedrede diagnostiske muligheder og prædiktivt vedligehold er blandt de seneste innovationer. Der er fortsat udfordringer, fx ventilstøj, men forbedret støjisolering, DSP, højfrekvente sensorer og filtrering mindsker risikoen og skaber mere robuste målinger.
Samtidig er ultralydsmålere blevet mere holdbare og i stand til at modstå barske miljøer. Sammen med faldende priser har det sat skub i udbredelsen og fået branchen til at revurdere ældre målestandarder.
Minimering af procesturbulens' effekt på operationel usikkerhed
Selv med den mest avancerede teknologi påvirkes operationel usikkerhed ofte af procesforstyrrelser, der ikke er medtaget i usikkerhedsbudgettet. DNV GL’s forskning viser, at 75 % af målefejl skyldes processen, mens kun 25 % stammer fra måleren selv. Forstyrrelser som pulsationer, ventilstøj, blokeringer og forurening kan have stor indvirkning på målenøjagtigheden.
Målerdrift over tid er også en bekymring. Selvom avanceret diagnostik hjælper med at opdage drift, bruger mange lande stadig kalenderbaseret rekalibrering. Udtagningskalibrering er dyrt, kræver bypass, reservedelsmålere, eksterne leverandører og nedetid.
For at minimere usikkerheden på højttryksmålestationer har flere europæiske lande og nordamerikanske transmissionsoperatører indført praksis med to målere i serie. Den anden måler fungerer som tjek af den primære afregningsmåling. Oprindeligt brugte man til det formål turbine- og orificemålere eller turbinemålere sammen med ultralydsmålere.
I 2013, efter EU-infrastrukturens udvikling for at forbedre forsyningssikkerheden, blev to forskellige ultralydsmålere accepteret til tovejstransmission – nu også ved envejsinstallationer.
I 2015 legaliserede det tyske metrologiinstitut (PTB) brugen af to ultralydsmålere i serie, hvis de havde forskellige målebaner. Dette muliggør længere kalibreringsintervaller, hvis målerne stemmer overens. Andre lande og operatører fulgte hurtigt efter, men spørgsmålet er: Mangler der mere?
Fællesfejl og "common mode error"
Formålet med at bruge to målere i serie var at reducere fællesfejl – altså når begge målere reagerer ens på forstyrrelser og skjuler det reelle problem. Forskellige målere kan dog stadig have fællesfejl, hvis de reagerer ens på visse procesforhold.
Eksempelvis kan både orifice-målere og ultralydsmålere vise for høje målinger ved væske eller belægning. Hvis to ultralydsmålere har samme baneopbygning, kan fællesfejl stadig opstå. Derfor kan kombination af forskellige banetyper (direkte og reflekterende) i én måler forbedre diagnostikken og mindske risikoen. Reflekterende baner er følsomme for påvirkninger fra rørvægge og kan opdage fx belægning eller kontaminering tidligt.
Ny testkvalifikation skal begrænse operationel usikkerhed
Selvom traditionelle standarder fokuserer på kalibrering og installationsforhold, tages reelle driftsforhold ikke i betragtning. DNV GL’s nye testkvalifikation omhandler almindelige forhold, der påvirker operationel usikkerhed. Disse forhold, observeret globalt, dannede grundlag for testkriterier, der bedre afspejler den usikkerhed, der ses i driften.
Fx viser refleksions- og direkte bane-målere modsat rettede skævheder i flowfejlen, hvilket kan hjælpe med tidligt at opdage procesforstyrrelser. Kontaminering fra væske eller belægninger kræver derimod sammenligning af lydhastighed (SOS) mellem forskellige målertyper og baner for at identificere problemer.
En ideel kombination til minimering af driftsusikkerhed
Teknologiudviklingen har gjort det muligt for ultralydsmålere nu at tilbyde flere baner, f.eks. 8-banemålere. Disse avancerede målere forbedrer nøjagtighed, opretholder høj ydeevne trods upstream-forstyrrelser og reducerer behovet for lange indløbsrør eller flow-udligning.
Fx tilbyder Emersons Daniel 3418-måler, kombineret med Daniel 3416, en robust kombination for maksimal nøjagtighed, gentagelsesnøjagtighed og procesindsigt. Disse målere sikrer høj driftssikkerhed, selv under udfordrende forhold, og giver operatører den ideelle løsning til minimering af usikkerhed.
Hvad bringer fremtiden?
Den hurtige udvikling inden for ultralydsteknologi har udvidet anvendelsen ud over rene, tørre gasmiljøer. Ultralydsmålere anvendes nu til vådgas, korrosive miljøer, biogas, kulgas, LNG m.m.
Udviklingen af tilstandsbaseret overvågning, maskinlæring og kunstig intelligens vil fremadrettet yderligere styrke ultralydsmålernes kapacitet. Med øgede IoT-investeringer kan operatører nu sende diagnose-data til skyen og udnytte potentialet for bedre processtyring, lavere systemusikkerhed og prædiktivt vedligehold.
Efterhånden som teknologierne modnes, er det tydeligt, at ultralydsmålere ikke blot bliver mere robuste, men også mere intelligente. Med denne udvikling kan de snart overgå turbinsmålere i langtidsholdbar nøjagtighed og indlede en ny æra for gasafregning.
Interesseret i emnet? Tilmeld dig og modtag nyheder og artikler om gaskalibrering eller læs mere om kalibrering her.
