中国天然气能量计量体系建设探讨

黄维和 段继芹 常宏岗 罗 勤 周 理 孙 齐

1.中国石油天然气股份有限公司 2.全国天然气标准化技术委员会 3.中国石油西南油气田公司天然气研究院

4.中国石油天然气集团有限公司天然气气质控制和能量计量重点实验室 5.国家石油天然气大流量计量站成都分站

0 引言

近5年，中国天然气消费量年增长率约为10%，2020年中国天然气年消费量超过3 200×108m3，在能源消费结构中的占比为8.8%[1]，预计2035年天然气年消费量将超过6 000×108m3[2]，天然气工业仍处于高速发展阶段。“十三五”期间，中国已形成常规气、非常规气（页岩气、致密砂岩气、煤层气等）、煤制天然气、进口液化天然气、进口管道气、掺氢/生物甲烷天然气等多元化的供销格局，气源发热量范围介于34～43 MJ/m3，不同气源发热量最大差值超过20%[3]，在一个统一的天然气输配管网内采用体积交接计量，难以准确计算管网输气能量平衡，有效控制和监督质量，保障天然气贸易公平[4-5]。北美、欧洲从20世纪70～80年代开始实施能量计量，俄罗斯国内天然气虽然仍采用体积计量[6]，但出口欧洲则采用能量计量。我国在中海油供香港中华电力项目、进口LNG及中缅进口天然气国际贸易、广东少数工业贸易已采用能量计量和计价。2019年5月24日，国家发展与改革委员会等四部门联合下发《油气管网设施公平开放监管办法》，其中第十三条明确要求“天然气管网设施运营企业接收和代天然气生产、销售企业向用户交付天然气时，应当对发热量、体积、质量等进行科学计量，并接受政府计量行政主管部门的计量监督检查。国家推行天然气能量计量计价，于本办法施行之日起24个月内建立天然气能量计量计价体系”。为此本文探讨了我国天然气能量计量体系建设成就，分析了天然气流量计量，发热量测定，量值溯源，能量计量关键设备国产化、智能化及应用技术，以及基于大数据分析的天然气管网能量平衡、多气源下的质量跟踪与监控、新能源检测与计量技术，能量计量标准体系等方面的需求，进而提出了未来天然气计量发展对策。

1 中国天然气能量计量体系建设成就

虽然我国是世界上发现和利用天然气最早的国家，但天然气的工业化开采和利用则是新中国成立后才逐步发展起来的。1957年3月22日我国第一套天然气流量计——“U”形玻璃计量管应用在川南气田黄瓜山气田1号井[7]。20世纪80年代，我国在参考采用国际标准基础上，颁布了第一个国家标准《流量测量节流装置 第一部分：节流件为角接取压、法兰取压标准孔板和角接取压标准喷嘴：GB/T 2624—1981》[8]和行业标准《天然气流量的标准孔板计量方法：SYL 04—1983》[9]。形成了天然气产品质量行业标准《天然气：SY 7514—1988》[10]，提出了适应我国天然气工业发展的质量指标要求，形成了天然气取样以及天然气组成、硫化氢、总硫、发热量分析方法等6项国家标准《天然气中硫化氢含量的测定 碘量法：GB 11060.1—1989》[11]、《天然气中硫化氢含量的测定 亚甲蓝法：GB 11060.2—1989》[12]、《天然气中总硫的测定氧化微库仑法：GB 11061—1989》[13]、《天然气发热量 密度和相对密度的计算方法：GB 11062—1989》[14]、《天然气的组成分析 气相色谱法：GB/T 13610—1992》[15]、《天然气的取样方法：GB/T 13609—1992》[16]。1997年在成都市四川石油管理局建立了亚洲第一的质量测量不确定度为0.1%（k=2）的天然气流量原级标准装置，完善了天然气流量量值溯源体系，与欧美同时代技术水平基本一致。同时，形成了3个一级国家气体标准物质、5个国家二级气体标准物质，基本建成了天然气发热量溯源体系。

随着天然气工业发展，我国已建成位于成都、南京、武汉3套压力介于0.4～10.0 MPa，测量不确定度介于0.05%～0.07%的质量时间法和高压活塞式体积管天然气流量原级标准装置，以及广州分站、乌鲁木齐分站、塔里木分站等11个国家天然气专业计量站，次级标准和工作标准的测量不确定度范围介于0.16%～0.29%，基本满足我国天然气流量计量的需求；开展了天然气流量量值溯源、流量计性能评价及现场应用、天然气管道内流场可视化、数值模拟和数据分析处理等技术研究，完善了国内外贸易中天然气计量技术及标准化。围绕能量计量相关分析测试技术，中国石油西南油气田公司天然气研究院于2016年形成了Cutler-Hammer发热量直接测定技术及装置，其不确定度为0.17%（k=2）[17-18]，达到了ISO 15971：2008[19]规定的1级水平；建立了质量比较仪等高准确度标准物质制造系统、烃类多组分标准气制备系统，目前已取得国家一级标准物质证书5种、二级标准物质证书12种，可保证获得准确的天然气发热量、压缩因子数值，在线和离线分析系统可靠运行，基本满足发热量溯源和争议仲裁等要求。目前，我国已颁布实施80多项天然气能量计量相关标准，核心标准为《天然气计量系统技术要求：GB/T 18603—2014》[20]、《天然气能量测定：GB/T 22723—2008》[21]和《天然气：GB 17820—2018》[22]。天然气能量计量的标准体系已基本建立，包括流量测量、取样、分析、物性参数计算等，均已在天然气生产、输送、贸易，以及质量控制和计量交接方面得到广泛的应用和实施，基本满足了天然气工业发展和能量计量的需要。特别是自2000年以来，围绕天然气中硫检测分析测试技术研究，主导制订4项国际标准。

2 中国天然气计量需求分析

2.1 天然气流量计量技术

20世纪90年代中期以前，国外标况流量不低于105m3/hA级计量系统主要采用单台流量计和在线分析仪，此后，大多采用两台流量计和两台在线色谱分析仪互为核查，实时监控仪器是否处于正常运行状态。两台仪器的测试结果数据一般控制在0.3%内，不超过0.5%[23]，近10年来采用两台流量计和两台在线色谱分析测得数据的平均值进行贸易结算，以降低测量不确定度和及时发现故障或问题。计量系统开始投运和设备维修、维护后委托技术权威机构进行计量系统性能评价，即对计量系统进行能量测量不确定度的评定，运用信息化、智能化及大数据分析，确保流量计运行数据可靠。国内主要是通过上下游计量之差来控制，一般控制在1.0%内满足要求，A级计量系统主要采用单台流量计量器具和单台在线色谱分析仪（部分采用离线分析），通常未配备核查的流量计及分析系统，若现场出现问题不能及时发现及处理。我国已发布《天然气计量系统性能评价：GB/T 35186—2017》[24]和《天然气在线分析系统性能评价：GB/T 28766—2018》[25]，但国内仅西部管道、深港燃气管道等少数公司开展了设备的现场性能评价。

2.2 天然气发热量定值技术

天然气的发热量测量分为直接测量和间接测量。直接测量是以恒流天然气在过量的空气中燃烧，所释放的能量被传递到热交换介质。气体的发热量与升高的温度直接相关。我国发热量直接测量技术，测量不确定度为0.17%（k=2），达到ISO 15971: 2008确定的1级水平，可以满足现场发热量测量结果核查和争议仲裁要求（图1）。间接测量是由天然气组成依据GB/T 11062—2014[26]计算发热量。GB/T 13610—2014[27]给出了用气相色谱法分析天然气组成的过程。目前已取得国家一级标准物质证书5种、二级标准物质证书12种，可保证在线和离线分析系统可靠运行。气体标准物质量值传递和溯源链如图2所示，目前一级气体标准物质水平如表1所示。

图1 发热量直接测定水平对比图

图2 中国天然气组成分析用气体标准物质量值传递和溯源链图

表1 中国一级气体标准物质水平表

我国天然气发热量直接测量装置测量不确定度为0.17%（k=2），未建立ISO 15971标准定义的0级发热量装置，与欧美发热量直接测定不确定度优于0.10%相比还有一定差距。目前，我国生产二级气体标准物质未给出甲烷含量的不确定度值，采用称量法制备的气体标准物质计算发热量的不确定度介于0.21%～0.46%，与德国等欧洲国家同类气体标准物质计算不确定度存在较大差距，天然气分析用一级、二级气体标准物质范围不能完全覆盖国内需求，制备速度也不能满足生产的需要，需开展提升气体标准物质不确定度的相关研究，提升标气的制备能力水平。

2.3 量值溯源技术

围绕保障天然气计量的准确可靠，对标欧美发达国家天然气计量，以消除天然气国际贸易技术壁垒，我国持续开展提升天然气流量量值溯源体系水平研究。目前，我国天然气流量原级标准技术水平与国际相当（图3）。国内次级标准和工作标准流量测量不确定度水平介于0.16%～0.29%，与欧美发达国家流量测量不确定度范围（0.13%～0.25%）相比有一定差距（图4）。目前，成都分站和武汉分站大量流量标准装置体积流量的测量不确定度优于0.16%，具备检定0.5级管径150 mm及以上的大口径流量计的能力，其余分站还需要进一步提升技术水平至0.16%。按照国家强制检定目录，管径300 mm以上的天然气贸易流量计允许出具校准证书，其他出具检定证书。若按目前测量不确定度0.29%工作标准检定流量计，其能量测量不确定度可能大于1.00%，不能满足国内A级计量系统的能量计量需求，如表2所示。

图3 世界主要国家天然气流量原级标准装置技术水平比较图

图4 世界主要国家天然气流量工作级标准装置技术水平比较图

表2 天然气能量计量测量不确定度的估算（示例）表

我国目前已建国家专业计量站检定/校准最大流量计为DN 400，欧洲检定/校准最大流量计可达DN800，随着天然气国际贸易量增加，在最大检测能力方面还需拓展。

2.4 能量计量标准

我国能量计量主要标准与ISO标准和欧美先进标准相比，还存在以下问题[28]：

1）天然气分析溯源准则、天然气分析气体标准物质的确认和流量计算机等部分国外标准在国内天然气计量标准中未进行转化，导致天然气分析用气体标准物质在全国未统一规范使用、管理与溯源，同时天然气能量测定、天然气计量系统技术要求、超声流量计、孔板流量计等存在部分被采纳或参考的国外标准，国内标准未同步进行修订。

2）我国在能量计量流量计算机、天然气在线色谱校准规范、天然气能量计量技术规范、天然气能量计量实施规范、发热量测量校准规范和标准物质规范等方面尚未制订相关标准，对能量计量系统的不确定度评价方法未统一。

3）天然气计量器具的检定规程、校准规范均为通用型，没有单独的天然气流量计的检定规程或校准规范，现有检定规程或校准规范实用性与操作性不强。

4）天然气能量计量没有参与国际标准制定研究，缺少话语权。

国内外天然气能量测量关键标准对比如表3所示。

表3 国内外天然气能量测量关键标准对比表

2.5 多气源下的质量跟踪与监控技术及大数据分析的天然气管网能量平衡技术

欧美国家早在20世纪80年代就开始实施能量计量，通过多年的探索建立了多气源下的质量跟踪与监控技术及基于大数据的天然气管网能量平衡技术。以荷兰为例：1995年前，天然气管网能量计量年输损为1.00%；通过不符合标准要求的计量站场的整改、A级计量系统双流量计的应用，增加自用气体测量点，专业队伍安装、维护计量系统、流量计量设备进行校准以及德国与荷兰进行天然气流量量值的统一，能量计量年输损下降至0.50%，月输损为1.00%，变化介于－0.50%～1.50%；将孔板改为超声流量计，与德国流量量值关键比对量值统一后校准装置不确定度在0.20%内，通过加强管理制度和过程控制，管理人员技术水平的提升，找准分析计量系统计量损失等因素，2003年天然气能量计量年输损下降至0.10%，月输损量由1.00%下降至0.20%；通过网络数据对气量与热值的监控与调控，管网的天然气发热量值的变化控制在技术协议范围，2007年能量年输损控制在0.05%以内[29-32]。目前，美国4.0 MPa以上天然气管网能量计量年输损指标优于0.10%。西班牙按管网压力分段进行控制，大于1.6 MPa的实际损失在0.20%内，0.4 MPa至1.6 MPa的实际损失控制在0.39%内，0.4 MPa以下控制在1.00%内[33-34]。

我国天然气管网体积年输损指标基本能控制在0.18%内，能量计量输损指标现未给定。因此，为了保障计量的准确可靠，计量系统改造、建立实时核查手段或定期监管制度、以及应用大数据的管理非常必要。

2.6 新能源检测与计量技术

氢掺入现有天然气管网加以利用是近年来国内外研究和测试的热点。英国、荷兰、日本、德国、丹麦都建立了相应的测试及研究机构，天然气管道掺氢量最高可达30%[35]。掺氢天然气计量技术是掺氢天然气产业规模化和市场化的重要基础。欧洲已经着手开展相关研究，并制订了“欧洲计量创新和研究计划”。该计划侧重于非常规气体（掺氢天然气、合成气、生物甲烷等）流量计量标准化所需的计量学研究，确定非常规气体在典型目标用户终端中的测量准确度、成本和使用寿命。该计划将开发一种可追踪的非常规气体流量计的校准方法。在我国，关于掺氢/生物甲烷天然气计量技术研究工作的报道较少，相关研究成果和掺氢/生物甲烷天然气计量标准体系仍是空白。天然气掺氢/生物甲烷的研究还需要进一步加强，应建立天然气掺氢研究技术中心，对掺氢天然气的质量和计量、运输和消耗进行实验和分析，建立掺氢/生物甲烷天然气计量标准体系，保障天然气供销安全平稳。

2.7 能量计量关键设备国产化、智能化技术

现场应用流量计除国产孔板流量计的寿命、计量性能可以和国外产品媲美外，其余超声、涡轮、气相色谱仪等计量设备对比德国、荷兰、美国等设备在寿命以及长期稳定性、重复性等计量性能方面有待加强。国产色谱技术及可用于天然气发热测定的一些关联技术，如基于激光吸收、光折射—超声原理的发热量测试设备在研发之中。中石油已建立了质量控制与能量计量重点实验室，应开展天然气质量控制前沿技术、气质快速检测和在线监测技术、天然气发热量测量和体积计量技术关键技术攻关和基础理论研究；加强标志性装备建设和功能提升，加强质量控制和能量计量实验新方法研究；创新团队建设和人才培养模式，打造“产、学、研、用”深度融合的技术创新平台，实现能量计量关键设备国产化、智能化，提升在质量控制与能量计量领域的技术领先优势和国际话语权[35]。

3 中国天然气计量发展对策

目前，我国建立了3套测量不确定度0.05%～0.07%的天然气流量量传体系和0.17%的天然气发热量量值溯源体系，形成了天然气能量计量相关的80多项标准体系，基本满足我国天然气能量计量的需求，但与国际领先水平相比在天然气流量工作标准、一级标准物质技术、能量计量实施标准的制订、多气源下的质量跟踪与监控技术、新能源检测与计量技术、能量计量关键设备国产化和智能化技术等面还有差距。为了更高水平建设天然气能量计量计价体系，提出以下展望：

1）瞄准世界天然气量值溯源领先水平，积极与国内外科研机构进行技术交流与合作，开展国内天然气流量标准能力提升和量值比对统一研究，使10 MPa压力范围内天然气流量原级标准质量流量测量不确定度优于0.05%，工作标准体积流量测量不确定度优于0.20%，具备检定0.5级流量计的能力。开展高准确度等级的天然气标准物质研制，通过定值、分离纯化、制备、保存等相关技术和方法研究，提高天然气标准物质技术性能，完善国家天然气标准物质量传溯源体系，满足对各类天然气及代用品组成分析溯源和核查的需求，建立甲烷不确定度≤0.05%（k=2）、其他少量组分不确定度优于0.50%（k=2）的国家一级分析用多组分气体标准物质体系，建立达到ISO 15971标准定义的0级直接发热量装置。

2）积极进行国内外天然气计量标准装置量值比对及实验室能力验证活动，实现国际间量值的统一和实验室数据互认。

3）按照能量计量标准体系的规划，加快《天然气能量的测定：GB/T 22723》《天然气计量系统技术要求：GB/T 18603》等能量计量相关标准的修订，以及天然气能量计量技术规范、天然气能量计量实施规范、天然气标准物质量值溯源规范、天然气在线色谱仪校准规范和天然气能量计量计算机性能评价规范等标准的制定，积极参与能量计量相关的国际标准制修订，提升我国在天然气标准领域的国际影响力和话语权。

4）建立多气源下的质量跟踪与监控技术，利用大数据分析和网络信息实现计量设备智慧化全生命周期管理，交接计量数据透明、共享、可追溯，降低计量系统的测量不确定度，达到欧美4 MPa以上的天然气管网能量计量年输损优于0.10%的指标。

5）开展高准确度的国产在线色谱仪和流量计量仪表性能提升研究，促进国产计量仪表技术快速进步，打破国外高性能计量仪表技术垄断，满足国内天然气工业快速发展的需求。