Tiêu chuẩn quốc gia TCVN 13782:2023 (ISO 23306:2020) về Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) - Quy định kỹ thuật đối với LNG sử dụng làm nhiên liệu cho ứng dụng hàng hải

TIÊU CHUẨN QUỐC GIA

TCVN 13782:2023

ISO 23306:2020

KHÍ THIÊN NHIÊN HÓA LỎNG (LNG) - QUY ĐỊNH KỸ THUẬT ĐỐI VỚI LNG SỬ DỤNG LÀM NHIÊN LIỆU CHO ỨNG DỤNG HÀNG HẢI

Specification of liquefied natural gas as a fuel for marine applications

Lời nói đầu

TCVN 13782:2023 hoàn toàn tương đương với ISO 23306:2020.

TCVN 13782:2023 do Ban kỹ thuật tiêu chuẩn quốc gia TCVN/TC193 Sản phẩm khí biên soạn, Tổng cục Tiêu chuẩn Đo lường Chất lượng đề nghị, Bộ Khoa học và Công nghệ công bố.

 

Lời giới thiệu

Do nhiều yếu tố kinh tế và môi trường, sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) làm nhiên liệu cho các ứng dụng hàng hải có sự gia tăng. Việc kiểm soát phát thải lưu huỳnh tại giới hạn lưu huỳnh 0,10 % ở Châu Âu và Hoa Kỳ có hiệu lực vào ngày 1 tháng 1 năm 2015 là một trong những động lực chính để sử dụng LNG làm nhiên liệu cho các ứng dụng hàng hải. Quyết định về giới hạn lưu huỳnh toàn cầu 0,50 % từ ngày 1 tháng 1 năm 2020 của Tổ chức Hàng hải Quốc tế (IMO) có thể tăng thêm sự quan tâm đối với LNG. Quy phạm Quốc tế về An toàn đối với tàu thủy sử dụng các khí hoặc các nhiên liệu có điểm chớp cháy thấp khác (Quy phạm IGF) là một phản hồi về nhu cầu hướng dẫn trong thị trường mới nổi này. Vì các tàu sử dụng nhiên liệu LNG có thể nạp LNG ở các khu vực khác nhau trên thế giới, nên cần có quy định kỹ thuật chung cho các chủ tàu, nhà khai thác tàu và nhà cung cấp LNG. Quy định này sẽ giúp các nhà sản xuất động cơ và thiết kế tàu biển thuận lợi trong việc phát triển thị trường nhiên liệu hàng hải thay thế mới này.

Năm 2018, IMO đã thông qua chiến lược ban đầu về giảm phát thải khí nhà kính (GHG) từ tàu thủy. Chiến lược này bao gồm mục tiêu đạt đỉnh phát thải GHG từ vận chuyển quốc tế càng sớm càng tốt, đồng thời theo đuổi các nỗ lực hướng tới việc loại cacbon trong lĩnh vực này càng sớm càng tốt trong thế kỷ này. Nỗ lực cũng bao gồm các mục tiêu giảm phát thải CO₂ trên mỗi hoạt động giao thông và tổng phát thải GHG hàng năm từ vận chuyển quốc tế vào năm 2050, với mục tiêu tạm thời vào năm 2030. Do đó, LNG sản xuất từ các nguồn tái tạo như metan sinh học có thể giảm phát thải CO₂ khi được sử dụng làm nhiên liệu hàng hải cũng được đề cập trong tiêu chuẩn này.

LNG được sản xuất ở các địa điểm khác nhau trên thế giới trong các nhà máy hóa lỏng. Các nhà máy sản xuất quy mô lớn thường dành riêng cho các thị trường cụ thể như hệ thống đường ống phân phối khí thiên nhiên và các nhà máy điện lớn sử dụng các tiêu chuẩn riêng của họ. Tiêu chuẩn này có xem xét đến hạn chế chính này đối với bất kỳ thích ứng với các đặc điểm/yêu cầu của các ứng dụng hàng hải.

 

KHÍ THIÊN NHIÊN HÓA LỎNG (LNG) - QUY ĐỊNH KỸ THUẬT ĐỐI VỚI LNG SỬ DỤNG LÀM NHIÊN LIỆU CHO ỨNG DỤNG HÀNG HẢI

Specification of liquefied natural gas as a fuel for marine applications

1  Phạm vi áp dụng

Tiêu chuẩn này quy định các yêu cầu chất lượng đối với khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) được sử dụng làm nhiên liệu cho ứng dụng hàng hải. Tiêu chuẩn này quy định các thông số liên quan để đo lường cũng như các giá trị cần thiết và các phương pháp thử chuẩn cho tất cả các thông số đó.

Tiêu chuẩn này áp dụng cho LNG từ tất cả các nguồn, ví dụ: khí từ các mỏ khí, khí đá phiến, metan vỉa than, metan sinh học, metan tổng hợp. LNG được mô tả trong tiêu chuẩn này có thể đến từ quá trình chế biến tổng hợp nhiên liệu hóa thạch hoặc các nguồn có thể tái tạo.

Tiêu chuẩn này xác định các thông số kỹ thuật cần thiết đối với nhiên liệu được giao tại thời điểm và địa điểm giao hàng (tại điểm giao hàng).

2  Tài liệu viện dẫn

Các tài liệu viện dẫn sau là rất cần thiết khi áp dụng tiêu chuẩn. Đối với các tài liệu viện dẫn ghi năm công bố thì áp dụng bản được nêu. Đối với các tài liệu viện dẫn không ghi năm công bố thì áp dụng phiên bản mới nhất, bao gồm cả các bản sửa đổi, (nếu có).

TCVN 12047 (ISO 6974) (tất cả các phần) Khí thiên nhiên - Xác định thành phần và độ không đảm bảo kèm theo bằng phương pháp sắc ký khí

TCVN 12798 (ISO 6976) Khí thiên nhiên - Phương pháp tính nhiệt trị, khối lượng riêng, tỷ khối và chỉ số Wobbe từ thành phần

TCVN 12799:2019 (ISO 8943:2007) Lưu chất hydrocacbon nhẹ được làm lạnh - Lấy mẫu khí thiên nhiên hóa lỏng - Phương pháp liên tục và gián đoạn

ISO 6578 Refrigerated hydrocarbon liquids - Static measurement - Calculation procedure (Chất lỏng hydrocacbon được làm lạnh - Phép đo tĩnh - Quy trình tính toán)

EN 16726 Gas infrastructure - Quality of gas - Group H (Cơ sở hạ tầng khí - Chất lượng khí - Nhóm H)

3  Thuật ngữ và định nghĩa

Tiêu chuẩn này áp dụng các thuật ngữ và định nghĩa sau.

3.1

Metan sinh học (biomethane)

Khí giàu metan có nguồn gốc từ khí sinh học hoặc từ quá trình khí hóa sinh khối bằng cách nâng cấp với các đặc tính tương tự như khí thiên nhiên

[NGUỒN: ISO 14532:2014, 2.1.1.15]

3.2

Khí thiên nhiên hoá lỏng (liquefied natural gas)

LNG

Khí thiên nhiên được xử lý, tách loại tạp chất và được hóa lỏng tại nhiệt độ khoảng -162 °C, ở áp suất khí quyển

3.3

Trị số metan (methane number)

MN

Chỉ số chỉ ra các đặc tính gõ của khí nhiên liệu

CHÚ THÍCH 1: Trị số metan của khí thiên nhiên có thể so sánh với trị số octan của xăng. Trị số metan là phần trăm thể tích của metan trong hỗn hợp metan-hydro, trong động cơ thử nghiệm ở điều kiện tiêu chuẩn có cũng xu hướng gõ như khí nhiên liệu được kiểm tra.

[NGUỒN: ISO 14532:2014, 2.6.6.1]

3.4

Khí thiên nhiên (natural gas)

Hỗn hợp các hydrocacbon thể khí, chủ yếu là metan, nhưng thường bao gồm etan, propan và các hydrocacbon mạch cao hơn, và một số khí không cháy như nitơ và cacbon dioxit

CHÚ THÍCH 1: Khí thiên nhiên cũng có thể chứa các thành phần hoặc chất gây ô nhiễm như các hợp chất lưu huỳnh và/hoặc các loại hóa chất khác.

[NGUỒN: ISO 14532:2014, 2.1.1.1]

3.5

Chỉ số Wobbe (Wobbe index)

Nhiệt trị tính theo thể tích ở các điều kiện quy chiếu xác định, chia cho căn bậc hai của tỷ khối ở cùng các điều kiện đo quy chiếu xác định

[NGUỒN: ISO 14532: 2014, 2.6.4.3, được sửa đổi]

4  Yêu cầu chung

4.1  LNG tại điểm giao nhận phải phù hợp với các đặc tính và giới hạn nêu trong Bảng 1 khi được thử theo các phương pháp quy định.

Các chỉ tiêu quy định trong Bảng 1 và Bảng 2 phải được xác định để tính toán các đặc tính vật lý của LNG tại điểm giao nhận.

4.2  LNG thành phẩm không được chứa bất kỳ thành phần nào ở hàm lượng làm cho LNG không được chấp nhận sử dụng, tức là các thành phần đó không ở hàm lượng có hại cho con người, gây nguy hiểm cho an toàn của tàu, hoặc ảnh hưởng xấu đến tính năng của máy móc.

4.3  Các đặc tính hóa lý không cần đo được liệt kê trong Bảng 3.

Không thực tế khi yêu cầu phân tích hóa học chi tiết cho mỗi lần cung cấp nhiên liệu vượt quá các yêu cầu được liệt kê trong Bảng 1 hoặc Bảng 2. Thay vào đó, nhà máy hóa lỏng, kho cảng giao nhận LNG hoặc bất kỳ nhà máy/phương tiện cung cấp nào khác, bao gồm sà lan và xe bồn, phải đảm bảo chất lượng và quản lý các quá trình thay đổi để đảm bảo rằng LNG phù hợp với yêu cầu của tiêu chuẩn này.

Ví dụ về các thành phần LNG được nêu trong Phụ lục B.

Thông tin về sự già hóa của LNG xem trong Phụ lục D và thông tin về các tạp chất dạng hạt xem trong Phụ lục E.

4.4  Các điều kiện quy chiếu phải là 288,15 K, 101,325 kPa trong pha khí [xem TCVN 12548:2019 (ISO 13443:1996), Điều 3].

5  Lấy mẫu

Mẫu để kiểm tra xác nhận chất lượng không bắt buộc, có thể lấy ở nhiều địa điểm khác nhau theo thỏa thuận giữa các bên liên quan. Các mẫu, nếu cần, cũng có thể được lấy tại nhiều thời điểm, do LNG có các đặc điểm già hóa khác biệt so với nhiên liệu hàng hải hydrocacbon truyền thống (tham khảo về già hóa được nêu trong Phụ lục D). Để đảm bảo lấy mẫu đại diện, cần tuân thủ các quy trình lấy mẫu thích hợp.

Lấy mẫu LNG để phân tích phải thực hiện theo các quy trình quy định trong TCVN 12799 (ISO 8943). Các yêu cầu lấy mẫu cụ thể được lập thành văn bản, các bên liên quan cần thống nhất về các phương pháp thử viện dẫn. LNG thu được ở trạng thái lỏng phải được xử lý ngay lập tức sang trạng thái khí mà không có bất kỳ sự bay hơi một phần nào hoặc mất mát các cấu tử phân tử để đảm bảo là mẫu đại diện.

Có hai phương pháp lấy mẫu LNG như được quy định trong TCVN 12799 (ISO 8943), liên tục và gián đoạn. Cả hai phương pháp này thu nhận LNG từ đường ống vận chuyển/hầm chứa LNG và sau đó được khí hóa trong thiết bị hóa hơi. Phương pháp lấy mẫu liên tục lấy LNG được khí hóa trong bộ chứa mẫu với tốc độ dòng chảy không đổi để phân tích ngoại tuyến. Phương pháp lấy mẫu gián đoạn lấy LNG được khí hóa và đưa đến máy phân tích trực tuyến tại khoảng thời gian xác định trước. Xem TCVN 12799 (ISO 8943) để biết thêm chi tiết về các phương pháp này.

Các yêu cầu lấy mẫu LNG cho các ứng dụng hàng hải có thể khác nhau trong toàn ngành, tùy thuộc vào tình trạng sẵn có và thiết bị. Mẫu tại cảng xếp (mẫu bơm nạp hàng) có thể được sử dụng để xác định chất lượng nếu không có sẵn thiết bị lấy mẫu và phải được thỏa thuận giữa các bên.

6  Yêu cầu, giá trị giới hạn và các phương pháp thử liên quan

Các cấu tử và các đặc tính hóa lý phải được đo hoặc tính toán bằng cách sử dụng các phương pháp thử liên quan được nêu trong Bảng 1 và Bảng 2.

CHÚ THÍCH: Thông tin có thể được tìm thấy trong TCVN 12797 (ISO 6975) ^[1].

Thông tin về trị số metan (MN) và chỉ số Wobbe nêu trong Phụ lục C.

Bảng 1 - Các đặc tính hóa lý yêu cầu đo lường/tính toán, có giá trị giới hạn

Tên chỉ tiêu	Đơn vị	Giới hạn	Giá trị	Phương pháp thử
Nhiệt trị thực (NCV)	MJ/m3 (s)	Min	33,6a	TCVN 12798 (ISO 6976)
Nitơ	% (mol)	Max	1,0	TCVN 12047 (ISO 6974) (tất cả các phần)
Trị số metan (MN)	Không thứ nguyên	Min	b	Phu lục A (chỉ số gõ propan) hoặc EN 16726
a Được tính toán đối với hỗn hợp lý thuyết của 99 % (mol) metan và 1 % (mol) nitơ trong pha lỏng. Nhiệt trị tổng có thể tính toán được từ nhiệt trị thực [xem TCVN 12548:2019 (ISO 13443:1996)]. b Cả hai phương pháp được sử dụng để xác định MN và giá trị tối thiểu phải được sự thỏa thuận giữa nhà cung cấp và người sử dụng.

Nhà cung cấp nhiên liệu sẽ tính MN thực tế tại điểm giao hàng và cung cấp thông tin này cho người sử dụng (xem Điều 5 về địa điểm lấy mẫu). Thông tin này sẽ được cung cấp dưới dạng MN_(PKI) hoặc MN_{(EN 16726)}. Để được hướng dẫn về khả năng áp dụng MN cho một ứng dụng cụ thể, cần xem xét quy định kỹ thuật của nhà sản xuất thiết bị gốc (OEM).

Bảng 2 - Các đặc tính lý hóa yêu cầu đo lường, không có giá trị giới hạn

Đặc tính	Đơn vị	Phương pháp thử	Giá trị
Khối lượng riênga	kg/m3	ISO 6578	Báo cáo
Metan (CH4)	% (mol)	TCVN 12047 (ISO 6974) (tất cả các phần)	Báo cáo
Etan (C2H6)	% (mol)	TCVN 12047 (ISO 6974) (tất cả các phần)	Báo cáo
Propan (C3H8)	% (mol)	TCVN 12047 (ISO 6974) (tất cả các phần)	Báo cáo
n-Butan (C4H10) i-Butan	% (mol)	TCVN 12047 (ISO 6974) (tất cả các phần)	Báo cáo
Pentan (C5H12)	% (mol)	TCVN 12047 (ISO 6974) (tất cả các phần)	Báo cáo
a Khối lượng riêng tại nhiệt độ của pha lỏng.

7  Các hợp chất chính được loại bỏ bằng quá trình hóa lỏng

Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) là chất lỏng ở khoảng -160 °C dưới áp suất khí quyển. Để tránh đóng băng và tắc nghẽn các bộ trao đổi nhiệt lạnh sâu của nhà máy hóa lỏng, các tạp chất hoặc hợp chất thông thường có trong khí thiên nhiên từ các nguồn khác nhau được tách bỏ tại nhà máy sản xuất từ quá trình hóa lỏng dưới mức hòa tan của chúng. Một số thành phần LNG (ví dụ: etan, propan, butan và pentan) có thể bị loại bỏ vì lý do thương mại hoặc để đạt được khoảng nhiệt trị mong muốn.

Do thành phần cấu tử LNG nằm trong giới hạn hẹp hơn so với khí thiên nhiên. Các hợp chất có thể được coi là có hại cho các ứng dụng hàng hải được loại bỏ hoặc giảm xuống mức rất thấp (vết) để chúng không còn đáng lo ngại nữa. Các hợp chất có hại này phải phù hợp với 4.2. Các hợp chất chính bị loại bỏ bằng cách hóa lỏng được liệt kê trong Bảng 3 và bên dưới cung cấp thông tin và tham khảo, không bắt buộc phân tích định lượng các hợp chất này. Tuy nhiên, nếu các bên liên quan thỏa thuận xác định các hợp chất này, thì phải áp dụng các phương pháp viện dẫn nêu trong Bảng 3.

Điểm nóng chảy và điểm sôi của một loạt các hợp chất, bao gồm cả những hợp chất có thể có trong metan sinh học, có sẵn trong Bảng F.1.

Bảng 3 - Các hợp chất chính bị loại bỏ bằng cách hóa lỏng và không yêu cầu đo lường

Đặc tính	Đơn vị	Phương pháp thử	Giới hạn khả năng tan trong LNG (khoảng -160 °C, áp suất khí quyển)	Giá trị điển hình ngoài nhà máy LNG	Ghi chú
Hexan và các hydrocacbon cao hơn	% (mol)	TCVN 12047 (ISO 6974) (tất cả các phần)	n.a.	n.a.	n.a.
Lưu huỳnh tổng	mg(S)/m3	TCVN 12552 (ISO 19739) [5] TCVN 12800 (ISO 20729) [6]	(n.a.)	Max 30 mg(S)/m3 (khí)	Phụ thuộc vào hợp đồng LNG. Giá trị thực luôn thấp hơn nhiều
Hydro sulfua	mg/m3	ISO 19739	n.a.	4,29 mg/m3 (N)	Loại bỏ trong Bộ khử khí axit (AGRU) trong nhà máy hóa lỏng để đảm bảo mục đích an toàn
Mercaptan	mg/m3	ISO 19739	Tùy thuộc kích thước phân tử	n.a.	Loại bỏ trong AGRU hoặc trong bộ loại bỏ hydrocacbon nặng trong nhà máy hóa lỏng
Cacbon dioxit	% (mol)	TCVN 12047 (ISO 6974) (tất cả các phần)	Khoảng 0,02 % (mol)	0,005 % (mol)	Loại bỏ trong AGRU trong nhà máy hóa lỏng
Oxy	% (mol)	TCVN 12047 (ISO 6974) (tất cả các phần)	n.a.	n.a.	Loại bỏ trong nhà máy hóa lỏng
Nước	mg/m3	TCVN 12545 (ISO 10101) [3]	Dưới 0,74 mg/m3	0,74 mg/m3 hoặc dưới	Loại bỏ trong bộ khử nước trong nhà máy hóa lỏng
Thủy ngân	μg/m3	TCVN 12544-2 (ISO 6978-2) [2]	n.a.	0,01 μg/m3	Loại bỏ trong nhà máy hóa lỏng
CHÚ THÍCH: Xem Phụ lục F đối với các cấu tử ở nồng độ thấp hoặc vắng mặt, ví dụ siloxan n.a. Không có sẵn

 

Phụ lục A

(quy định)

Chỉ số gõ propan: Phương pháp tính toán trị số metan

MN của nhiên liệu khí có thể được tính toán từ thành phần của nhiên liệu theo một số phương pháp khác nhau, tất cả đều có thể cho các kết quả khác nhau. Phương pháp xác định được mô tả trong Phụ lục này sẽ được sử dụng để tính MN _(PKI).

Đối với các thành phần được liệt kê trong Bảng 3, phần mol có thể được coi là bằng “0”.

DNV GL^®1) đã xây dựng phương pháp MN (“PKI MN”) đặc trưng cho các loại khí cho khả năng chống gõ dựa trên đặc tính cháy của chính hỗn hợp nhiên liệu. Phương pháp PKI MN dựa trên một thang đo metan-propan (PKI, Propane Knock Index) ^[8] trong đó khả năng chống gõ của thành phần khí được so sánh với khả năng chống gõ của hỗn hợp khí metan-propan trong các điều kiện động cơ giống nhau.

Để tính toán các giá trị PKI ở dạng đa thức, sử dụng Công thức (A.1):

(A.1)

Trong đó

X là phần mol (đã được chuẩn hoá),

i = CH₄, C₂H₆, C₃H₈, i-C₄H₁₀, n-C₅H₁₂, i-C₅H₁₂, neo-C₅H₁₂, CO₂, CO, H₂ và N₂;

j = C₂H₆, C₃H₈, i-C₄H₁₀, n-C₄H₁₀, n-C₅H₁₂, i-C₅H₁₂, neo-C₅H₁₂, CO₂, CO, H₂ và N₂;

n = 1 đến 4;

m = 1, 2;

Giá trị α và β được cho trong Bảng A.2.

Kết quả tính toán là hợp lệ đối với các giá trị PKI ≤ 20 (hoặc MN _(PKI) ≥ 53, xem bên dưới) và dải khí thành phần trong Bảng A.1

Bảng A.1 - Dải khí thành phần

Các loại hydrocacbon	Min, % mol	Max, % mol
CH4	65	100
C2H6	0	20
C3H8	0	20
i-C4H10	0	5
n-C4H10	0	5
n- C5H12	0	2
i- C5H12	0	2
neo-C5H12	0	2
C6+	0	1,5
H2	0	20
CO	0	10
CO2	0	20
N2	0	20
H2S	0	0,5

Để tính đến sự có mặt của C₆₊ và H₂S trong hỗn hợp khí, các hệ số tỷ lệ được tính dựa trên các phương pháp xác định nhiệt độ tự bắt cháy trong máy nén nhanh DNV GL. Các hệ số tỷ lệ này được sử dụng trong thuật toán để xác định ảnh hưởng của C₆₊ và H₂S đến khả năng chống gõ của hỗn hợp khí thành một tỷ lệ tương đương của n-C₅H₁₂. Các yếu tố được sử dụng để hiệu chỉnh nồng độ phần mol của metan và n-pentan trong Công thức (A.2) và (A.3).

	(A.2)
	(A.3)

Trong đó X là nồng độ phần mol. Ở đây, lưu ý rằng kết quả của thuật toán chỉ hợp lệ nếu tổng phần trăm mol của hỗn hợp khí là 100 %.

Bảng A.2 - Hệ số α và β trong Công thức (A.1)

Hệ số	Giá trị	Mô tả
αCH4	569,285 536 016 002 0	CH4
α(CH4)2	-650,854 339 490 7	CH4^2
α(CH4)3	64,359 575 257 386 2	CH4^3
α(CH4)4	17,214 959 222 053 6	CH4^4
αC2H6	-645,099 966 662 855 0	C2H6
α(C2H6)2	694,229 376 857 102 0	C2H6^2
α(C2H6)3	-675,381 075 231 165 0	C2H6^3
α(C2H8)4	1 474,790 791 373 33	C2H6^4
αC3H8	499,398 492 651 52	C3H8
α(C3H8)2	-576,665 945 472 394 0	C3H8^2
α(C3H8)3	252,193 674 060 28	C3H8^3
α(C3H8)4	593,958 975 466 507 0	C3H8^4
αn-C4H10	934,466 273 223 240 0	N_C4
α(n-C4H10)2	-86,872 357 077 023 8	N_C4^2
α(n-C4H10)3	-20 418,906 767 397 9	N_C4^3
α(n-C4H10)4	633 286,561 358 521 0	N_C4^4
αiso-C4H10	735,223 884 113 728 0	I_C4
α(iso-C4H10)2	-3 182,614 393 379 67	I_C4^2
α(iso-C4H10)3	20 945,186 725 021 9	I_C4^3
α(iso-C4H10)4	159 067,868 032 595 0	I_C4^4
αn-C5H12	2 571,930 793 605 35	N_C5
α(n-C5H12)2	10 516,494 109 227 50	N_C5^2
α(n-C5H12)3	-770 539,377 197 693	N_C5^3
α(n-C5H12)4	28 633 475,586 565 4	N_C5^4
αiso-C5H12	-3 582,967 844 353 79	I_C5
α(iso-C5H12)2	0	I_C5^2
α(iso-C5H12)3	403 155,950 864 334	I_C5^3
α(iso-C5H12)4	-11 917 333,837 932 9	I_C5^4
αneo-C5H12	1 123,396 367 098 65	NEC5
α(neo-C5H12)2	1 679,728 075 248 10	NEC5^2
α(neo-C5H12)3	-172 182,649 067 176	NEC5^3
α(neo-C5H12)4	3 467 918,607 466 990	NEC5^4
αN2	-469,428 097 827 742	N2
α(N2)2	352,688 107 288 763	N2^2
α(N2)3	-220,491 687 402 358	N2^3
α(N2)4	1 419,680 053 962 420	N2^4
αCO2	-953,460 328 339 263	CO2
α(CO2)2	1 148,487 258 682 280	CO2^2
α(CO2)3	-601,339 855 375 907	CO2^3
α(CO2)4	448,125 565 457 084	CO2^4
αCO	-5 813,759 963 900 21	CO
α(CO)2	5 511,721 025 828 67	CO^2
α(CO)3	1 647,043 065 843 26	CO^3
α(CO)4	-3 471,241 525 554 25	CO^4
αH2	-906,859 878 136 883	H2
α(H2)2	1 059,747 810 140 28	H2^2
α(H2)3	-1 302,861 581 498 63	H2^3
α(H2)4	3 639,859 493 045 20	H2^4
βCH4×C2H6	201,788 909 592 169	CH4*C2H6
βCH4·C3H8	-865,856 657 223 225	CH4*C3H8
βCH4·n-C4H10	-1 210,227 541 932 4	CH4*N_C4
β(CH4·n-C4H10)2	1 331,555 523 696 450	(CH4*N_C4)^2
βCH4.iso-C4H10	-1 023,278 147 470 3	CH4*I_C4
β(CH4.iso-C4H10)2	1 550,095 184 612 58	(CH4*I_C4)^2
βCH4 × n-C5H12	-2 811,677 404 325 23	CH4*N_C5
βCH4 × iso-C5H12	3 363,981 505 063 56	CH4*I_C5
βCH4 × neo-C5H12	-1 534,525 674 887 23	CH4*NEC5
βCH4 × N2	-1,053 973 329 306 09	CH4*N2
βCH4 × CO2	473,574 764 10971	CH4*CO2
β(CH4 × CO2)2	-308,259 010 229 21	(CH4*CO2)^2
βCH4 × CO	5 356,433 570 549 5	CH4*CO
βCH4 × H2	118,685 621 913 274	CH4*H2
βCH4 × (H2)2	252,885 168 496 247	CH4*(H2^2)
β(CH4)2 × H2	325,305 174 695 724	(CH4^2)*H2
βC2H6 × C3H8	0	C2H6*C3H8
βC2H6 × n-C4H10	-437,695 363 730 406	C2H6*N_C4
βC2H6 × iso-C4H10	-109,983 789 902 769	C2H6*I_C4
βC2H6 × n-C5H12	-1 870,347 465 005 63	C2H6*N_C5
βC2H6 × iso-C5H12	3 909,509 060 762 45	C2H6*I_C5
βC2H6 × neo-C5H12	-886,578 525 827 322	C2H6*NEC5
βC2H6 × N2	968,887 620 927 515	C2H6*N2
β(C2H6)2 × N2	267,472 766 191 96	(C2H6^2)*N2
βC2H6 × (N2)2	337,464 863 958 288	C2H6*(N2^2)
βC2H6 × CO2	1 431,950 116 993 15	C2H6*CO2
βC2H6 × CO	6 463,144 442 956 27	C2H6*CO
βC2H6 × H2	1 865,090 903 843 57	C2H6*H2
βC3H8 × n-C4H10	-118,490 180 710 956	C3H8*N_C4
βC3H8 × iso-C4H10	0	C3H8*I_C4
βC3H8 × n-C5H12	-1 734,805 682 394 27	C3H8*N_C5
βC3H8 × (n-C5H12)2	127 551,642 193 201	C3H8*(N_C5^2)
β(C3H8)2 × n-C5H12	11 318,418 395 072 2	(C3H8^2)*N_C5
βC3H8 × iso-C5H12	3 318,968 208 193 38	C3H8*I_C5
βC3H8 × neo-C5H12	0	C3H8*NEC5
βC3H8 × N2	13,345 337 812 469	C3H8*N2
βC3H8 × CO2	292,275 289 330 565	C3H8*CO2
βC3H8 × CO	5 403,502 607 948 29	C3H8*CO
β(C3H8)2 × CO	2 333,823 463 429 21	(C3H8^2)*CO
βC3H8 × H2	957,887 281 487 301	C3H8*H2
βn-C4H10 × iso-C4H10	3 500,702 828 522 74	N_C4*I_C4
βn-C4H10 × n-C5H12	-4 737,328 494 949 99	N_C4*N_C5
βn-C4H10 × (n-C5H12)2	525 591,310 711 326	NC4*(NC5^2)
β(n-C4H10)2 × n-C5H12	297 556,039 242 685	(NC4^2)*NC5
βn-C4H10 × iso-C5H12	6 095,059 988 750 87	N_C4*I_C5
βn-C4H10 × neo-C5H12	-953,002 183 779 388	N C4*NEC5
βn-C4H10 × N2	0	N_C4*N2
βn-C4H10 × CO2	-103,571 484 346 062	N_C4*CO2
βn-C4H10 × CO	5 869,190 506 527 74	N_C4*CO
βn-C4H10 × H2	1 267,619 534 835 89	N_C4*H2
βiso-C4H10 × n-C5H12	5 056,603 091 637 61	I_C4*N_C5
βiso-C4H10 × iso-C5H12	6 619,278 776 370 44	I_C4*I_C5
βiso-C4H10 × neo-C5H12	-1 363,961 016 448 41	I_C4*NEC5
βiso-C4H10 × N2	14,803 895 799 972 4	I_C4*N2
βC4H10 × CO2	211,752 602 673 394	I_C4*CO2
βiso-C4H10 × CO	5 786,325 257 174 88	I_C4*CO
βiso-C4H10 × H2	1 458,460 720 431 54	I_C4*H2
βn-C5H12 × iso-C5H12	12 268,283 772 748	N_C5*I_C5
βn-C5H12 × neo-C5H12	0	N_C5*NEC5
βn-C5H12 × N2	-1 573,688 937 706 25	N_C5*N2
βn-C5H12 × CO2	-898,466 856 535 774	N_C5*CO2
β(n-C5H12)2 × CO2	-42 401,411 139 182 4	(N_C5^2)*CO2
βn-C5H12 × CO	3 985,110 420 511 03	N_C5*CO
β(n-C5H12)2 × CO	48 265,319 103 373 7	(N_C5^2)*CO
βn-C5H12 × H2	-1 112,443 527 705 6	N_C5*H2
β(n-C5H12)2 × H2	99 558,333 341 943 2	(N_C5^2)*H2
βiso-C5H12 × neo-C5H12	3 773,449 267 853 97	I_C5*NEC5
βiso-C5H12 × N2	4 490,678 300 326 75	I_C5*N2
βiso-C5H12 × CO2	5 122,009 935 455 09	I_C5*CO2
β(iso-C5H12)2 × CO2	-28 087,848 186 432 6	(I_C5^2)*CO2
βiso-C5H12 × CO	10 248,340 825 423 2	I_C5*CO
βiso-C5H12 × H2	5 464,934 669 232 21	I_C5*H2
βiso-C5H12 × H2	-642,170 828 416 611	NEC5*N2
βneo-C5H12 × CO2	0	NEC5*CO2
β(neo-C5H12)2 × CO2	-11 320,112 689 948 1	(NEC5^2)*CO2
βiso-C5H12 × CO	4 772,677 301 186 82	NEC5*CO
βneo-C5H12 × H2	0	NEC5*H2
βN2 × CO2	1 156,200 327 160 21	N2*CO2
β(N2)2 × CO2	359,342 203 118 816	(N2^2)*CO2
βN2 × CO	6 076,818 092 916 31	N2*CO
β(N2)2 × CO	389,853 153 629 781	(N2^2)*CO
βN2 × (CO)2	367,319 351 280 689	N2*(CO^2)
βN2 × H2	1 506,655 641 914 57	N2*H2
βCO2 × CO	6 557,376 349 418 7	CO2*CO
β(CO2 × CO)2	1 824,585 879 374 03	(CO2*CO)^2
βCO2 × H2	1 924,917 595 080 54	CO2*H2
β(CO2 × H2)2	-1 656,219 745 263 47	(CO2*H2)^2
βCO × H2	6 896,458 388 070 18	CO*H2
β(CO × H2)2	911,791 848 875 967	(CO*H2)^2

Để đặt phương pháp trên một thang tương tự với các phương pháp trị số metan đang sử dụng, thang đo theo propan (PKI) đã được chuyển đổi sang thang 0 - 100, được gọi là MN_(PKI) trong Công thức (A.4):

MN(PKI) = a1 PKI + a2 PKI^2 + a3 PKI^3 + a4 PKI^4 + a5 PKI^5 + a6 PKI^6 + b

(A.4)

Sử dụng Công thức (A.4) và các hệ số được trình bày trong Bảng A.3, chuyển đổi các giá trị PKI tính theo Công thức (A.1) sang giá trị MN_(PKI).

Bảng A.3 - Các hệ số trong Công thức (A.4) để chuyển đổi PKI sang MN _(PKI)

Hệ số	Giá trị
a1	-9,757 977
a2	1,484 961
a3	-0,139 533
a4	0,007 031 306
a5	-0,000 177 002 9
a6	0,000 001 751 212
b	100

VÍ DỤ: Nếu xem xét một hỗn hợp gồm 90 % CH₄ và 10 % C₂H₆ thì PKI có thể được tính bằng công thức (A.1) như sau:

X_CH4 = 0,9

X_C2H6 = 0,1

[xem thêm các giá trị trong Bảng A.2]

Do vậy, đối với hỗn hợp này giá trị PKI bằng 3,4.

Tiếp theo, sử dụng công thức (A.4), có thể tính MN_(PKI) sử dụng các giá trị từ Bảng A.3:

Lưu ý 0,9*0,9 về mặt toán học bằng (0,9)². Trong công thức (A.1) điều này được trình bày là (ví dụ trong trường hợp với X_CH4 = 0,9) X_CH4^2 hoặc (X_CH4)²

 

Phụ lục B

(tham khảo)

Ví dụ về thành phần LNG

Các ví dụ được đưa ra trong Bảng B.1 về thành phần LNG được đưa ra trong báo cáo hàng năm ^[9] của GIIGNL (Hiệp hội quốc tế các nhà nhập khẩu LNG). Chúng đến từ các nguồn hóa thạch. Dữ liệu được cập nhật lần cuối vào năm 2012. Thành phần trung bình được chọn làm đại diện trong các thành phần được báo cáo bởi các kho tiếp nhận đầu mối khác nhau. Thông tin bổ sung về lượng năng lượng của LNG có thể tìm thấy trong Sổ tay Giao nhận GIIGNL LNG ^[8].

Bổ sung các cột đối với trị số metan, nhiệt trị thực, nhiệt trị tổng và chỉ số Wobbe trong các điều kiện quy chiếu ISO. Cột về tỷ lệ giãn nở đã bị xóa.