天然气能量计量误差影响因素分析

刘琦，孙冲，徐赫男(.广州工程技术职业学院，广东 广州 5075；.中石化中原石油工程设计有限公司，河南 郑州 450000；.国家管网集团西南油气管道有限责任公司，云南 德宏 678400)

0 引言

随着我国能源结构的不断调整，国内对天然气的需求量也迅猛增加。国内目前对天然气仍沿用传统的体积计量方式，这种计量方式会产生三个方面的问题。

第一，对外贸易结算问题。在国际贸易中，天然气的计量和结算都是以能量的方式进行的，也就是根据天然气燃烧后释放出来的热量进行计价和收费的。因此体积计量的方式在国际贸易中会存在诸多不便，阻碍了天然气资源的进口，不利于我国能源行业向国际化发展。

第二，非常规天然气的适应性问题。通常情况下，像煤层气和煤制气这种非常规天然气的热值是低于常规天然气的。当这种非常规天然气与常规天然气混合进入管网后，势必会影响天然气的技术指标，若仍沿用体积计量的方式，会造成买卖双方的经济纠纷，这样不利于非常规天然气的开发与利用。

第三，科学计量问题。由于不同地区所产天然气的组分含量不同，因此发热量也会参差不齐。而体积计量方式仅是以燃气用量的多少来计费，因此无法反映出天然气的真实价值。而且这种计量方式也会带来巨大的贸易差额，不利于经济的发展。

鉴于以上三方面的问题，全面实施天然气能量计量与计价呼之欲出。本文将重点对影响能量计量误差的关键因素进行探讨，为顺利实施天然气能量计量提供参考与借鉴。

1 天然气能量计量的基本原理

天然气能量计量的本质是在一定条件下，测量一定量的燃气完全燃烧后所产生的热量，这种方式是最为科学的，但无法进行连续测定，因此多在实验室中实施。而在工程上实际所采用的能量计量方式则是通过测定两个独立的变量，即天然气的体积流量和发热量来完成的，其基本原理如式(1)所示[1]：

式中：E为一定量天然气所含的能量；H为单位体积(或质量)天然气的发热量；Q为天然气的量(体积或质量)。

可以看出，要想准确实施能量计量，必须保证天然气的发热量和流量计量准确，而这两个参数彼此又是独立的，需分别测定。因此，下面将分别从体积计量误差和发热量测定误差两个方面来对能量计量的误差进行分析。

2 体积计量误差因素分析

时差式超声波流量计特别适用于对大口径管道中天然气的流量进行测量，因此在国内大型输气站场中被广泛采用。本节将针对该种类型流量计，对计量过程中产生误差的因素进行分析。

2.1 管道结垢

管道结垢影响因素的本质在于减小了管道的内径，对于时差式超声波流量计来说，当管道内径存在1%的误差时，就会产生约3%的流量测量误差[2-3]。当管道内发生结垢时，其后果不但会使超声流量计产生计量误差，而且还会使超声波发生散射，降低了流量计计量的准确性。如果结垢过厚，流量计甚至无法正常工作。

2.2 流体流态

时差式超声波流量计属于速度式流量计，因此在工作时，对流场分布的要求较高。一般情况下，流量计较为理想的工作条件是处于流速已达到充分发展状态的流体中。而在实际站场中，由于受到站场空间或工艺流程的限制，在计量管道上游常存在弯头、汇管、阀门和变径管等扰流元件，使气体进入流量计时的流动呈现出非理想的流动状态，致使流量计产生较大误差[4-6]。

2.3 噪声

GB/T 18604—2014中明确指出[7]，管道内部的噪声会对时差式超声波流量计计量的精确性带来不利的影响。管道内的噪声来源主要包括环境噪声和气流经过管道内扰流元件所产生的的噪声。例如当流量计上游的阀门开度较小时，在阀门处就会产生节流效应，此时下游流量计位置处的信噪比(信号与噪声的比例)将会大大降低，影响超声流量计的工作状态。

2.4 气体脏污状态

美国天然气协会颁布的AGA N O.9号报告[8]中提出，时差式超声波流量计的内部应尽量保持洁净，不得附着污油、灰尘等物质。可见，流量计内表面的清洁状态也是会影响其工作效果的，当流量计内部存在附着物时，会产生三种不良的后果。第一，附着物的存在会减小气体流通的截面积，使测出来的流量大于管道内的实际流量；第二，附着在换能器表面的沉积物也会影响超声波的发出和接受，从而导致超声波顺流和逆流的时间差增大，致使测量结果偏大；第三，附着物会改变管道内壁的粗糙度，使气体在管壁附近的流态发生变化，也会影响计量的准确性。

2.5 气质组分

在一定温度和压力条件下，标准条件下气体的瞬时流量与标准条件下和工作条件下气体的压缩因子的比值成正比。因此，随着甲烷含量的增加，时差式超声波流量计输出的标准状态下的流量降低[9]。

3 发热量测定误差因素分析

天然气发热量的测定方法包括直接法和间接法。直接法是通过使天然气在热量计中燃烧，直接测量其释放的热量；而间接法是利用气相色谱仪测定天然气中可燃组分的含量，然后通过计算的方式求出其发热量。在现场实际操作过程中，间接法更为常用。

在温度为t1的条件下，天然气的理想摩尔发热量与天然气中可燃物质的摩尔分数之间的关系如式(2)所示[10-11]：

式中：H0(t1)为混合物的理想摩尔发热量(高位或低位)；xj为混合物中组分j的摩尔分数混合物中可燃组分j的理想摩尔发热量(高位或低位)，可查GB/T11062—2014得到。

3.1 水蒸气

水蒸气是天然气中较常见的组分，由于其不可燃，因此当采用间接法计算天然气的发热量时，并没有考虑其影响，所以所报 告的天然气发热量是排除水蒸气后干气的发热量。而事实上，在天然气燃烧的过程中，由于水蒸气的物态变化，会直接影响天然气的实际发热量。在气体计量系统的参比条件下(p2、t2)，假设天然气中水蒸气的分压为pw，则实际气体的发热量应如式(3)所示：

式中：Hmeasured为含有水蒸气天然气的测定发热量；Hdrygas为除去水蒸气后干气的发热量；p2、pw分别为参比压力和水蒸气的分压。

假设在15 ℃、101.325 kPa的计量参比条件下，某干气的体积发热量为38.00 MJ/m3，而在该温度下，该气体内水蒸气的饱和蒸气压为1.705 kPa，则含有水蒸气的天然气的实际发热量为38×(1-1.705/101.325)=37.36 MJ/m3，两个发热量之间的相对误差达到了1.68%。对于大型输气站场来说，每日所输送的天然气量可达几十万立方米，因此所产生的经济差额是非常大的。而且，水蒸气在天然气中的百分含量越大，天然气的计算发热量和实际发热量之间的偏差就越大。因此当利用间接法测量天然气的发热量时，准确测量水蒸气的含量是至关重要的。

3.2 取样过程

对于仅存在单一气源的输气站场，由于气质组分含量相对稳定，取样过程按照GB/T 13609—2017[12]中的规定操作即可获取较为准确的气体发热量。但对于存在两种或两种以上气源的输气站，不可能将各个气源的天然气进行分别处理和销售，都是先进行混合，然后再统一调配。由于不同气源的气质组分存在差异，气体在混合时，浓度高的组分要向浓度低处扩散，最终达到平衡的状态，即混合均匀状态，因此获取具有代表性的混合气样本对于计算混合天然气的发热量至关重要。例如在101.325 kPa，20 ℃的参比条件下，甲烷和乙烷的理想摩尔高位发热量分别为891.09 kJ/mol和1 561.41 kJ/mol。假设对于可燃组分仅包含甲烷和乙烷的天然气，当甲烷摩尔分数存在1%的偏差时，气体的计算发热量会出现0.3%的偏差；而当乙烷摩尔分数存在1%的偏差时，计算发热量的偏差可达0.6%。

4 结语

天然气能量计量能够真正地反映出其使用价值，因此目前正在大力推广。本文分别从体积计量和发热量测定(间接法)两个角度分析了实施天然气能量计量时产生误差的主要影响因素，从而为准确实施天然气能量计量提供了一定的参考与借鉴。