实施天然气能量计量对管道企业的影响研究

蔡浩晖，蒋金生

国家石油天然气大流量计量站乌鲁木齐分站（新疆 昌吉 831100）

天然气能量计量从能源利用效率和经济价值上都比体积计量更科学、更公平、更公正，世界上大多数国家和国际天然气贸易均采用天然气交接计量方式，管输费和天然气终端消费也同样采用能量计价[1]。一些计量工作者对能量相关计量技术、实施办法等进行了大量的研究，认为我国已基本具备了实施能量计量的技术条件[2-12]。我国目前仍以天然气体积计量为主，国家发展和改革委员会在《油气管网设施公平开放监管办法》征求意见稿中，明确提出了天然气能量计量要求，并规定了24个月的过渡期[13]。天然气能量计量是在已应用成熟的体积计量的基础上，采用体积量和体积发热量相乘的方式获得天然气能量。对管道运输企业来说，现有的体积计量系统在硬件上具备能量计量的基础条件，但计量方式由体积计量改为能量计量后，管网因多气源多下载点、管存巨大、管道里程长等特点，会影响到新的计量方式下的准确计量、输差计算和指标调整，以及管输费计价等方面。管道运输企业如何适应新的计量方式，是值得研究的问题。

1 准确计量问题

管道天然气计量方式改为能量计量，能量计算公式如下：

式中：E为能量，MJ；H为高位发热量，MJ/m3；V0为标准状况下计量体积，m3；V为工况计量体积，m3；P为工况绝对压力，MPa；T0为标准状况下热力学温度，℃；Z0为标准状况下压缩系数，无量纲；P0为标准状况绝对压力，MPa；T为工况热力学温度，℃；Z为工况压缩系数，无量纲。

从公式（1）可以看出，天然气体积计量与能量计量只相差高位发热量H，H是用天然气组分数据计算得到的，故计量方式改为能量计量后，在体积计量方式成熟的基础上，只需要分析组分数据对计量结果的影响，即可解决能量准确计量的问题。

1.1 混合气组分的准确测量问题

色谱分析仪一般使用与测量天然气组分相近的标准气体，采用“外标法”对仪器进行校准后，才能准确使用，相当于“定点使用”。当天然气组分变化较大时，色谱分析仪内部的校准参数不适合新的天然气组分，测量准确度会有较大地下降。在济南LNG接收站采用3种不同组成的标准气体对气相色谱分析仪进行校准，测量结果有较大偏差，测量结果示值误差平均值分别为0.22%和0.27%[11]，这些误差是计量系统额外产生的，将导致计量系统整体准确度不满足GB/T 18603—2014《天然气计量系统技术要求》的要求。天然气是管网输送，多气源多下载点，管网首站气源比较单一，天然气组分相对稳定，色谱分析仪正常使用即可满足要求；但天然气管网各下载点基本上都是混合气，而且混合气组分因各气源输送比例的变化，导致天然气组分变化较大，色谱分析仪配套固定组分标准气体的测量方法已不能使混合气组分测试结果的准确度达到预期要求。

因此，建议根据以往的研究成果[2-14]对变化较大混合气组分的测量制定相应的标准，延展“外标法”的使用范围，或规定采用单一的平均校正系数作为仪器操作性能基准等方法，使变化较大混合气组分的测量统一、规范、准确。

1.2 组分人工赋值问题

在天然气输配管网实际交接能量计量中，不可能也没有必要在每个下载气点都安装组分分析仪器。如在德国的1 600个计量用户和50余个进气点中，仅400多个点安装有采用气相色谱仪的天然气热值计量装置，其他交接点主要采用组分赋值方法来实现能量计量[15]。依据GB/T 22723—2008《天然气能量的测定》的推荐，气质变化小的单气源的简单输配管网能量计量采用固定赋值和可变赋值的方式基本没有问题,但对于多气源的输配管网能量计量的方法，该标准中并没有给出具体可操作的能量计量实施方法。

采用区域供气的数量加权平均值可变赋值法对各用户用气的发热量进行赋值，能量计量误差可达8%[16]，这种赋值方法应用于复杂的多气源输配气管网将产生较大误差，不能满足GB/T 18603—2014《天然气计量系统技术要求》对能量计量精度的要求。依据拓扑学基础，徐孝轩等[16]提出了一种具有可操作性的多气源输配系统状态重构方法，给出了确定多气源输配管网状态重构所需的流量仪表的最少数量及布置的方法。该状态重构方法适用于多气源输配系统能量计量误差不超过1%的情况。

用流体力学的数学模型进行多气源的输配管网的天然气组分准确赋值,需要推导管线压力分布和流动速度，求出组分流动时间，从而对组分和发热量进行赋值计算。但现场工艺复杂，管道的实际运行参数会对赋值模型计算结果的不确定度产生影响。在管道企业的信息化管理水平和数据应用能力达到一定程度后，可以使数学模型赋值技术满足组分赋值要求[15]。

目前还需要根据以往的研究成果[15-16]，完善具体的天然气组分人工赋值实施方法,补充到GB/T 22723—2008标准中，或单独制定组分人工赋值相关的标准，使人工赋值方法统一、准确、具有可操作性。

1.3 天然气重烃组分的测量问题

天然气的重烃组分对热值影响较大，必须测量，但测量到C+6还是C+9，对在线色谱仪配置和配套的标准气体水平来说，有一个明显的分界线，测量的在线色谱仪相比测量C+6的在线色谱仪，结构复杂、造价昂贵，C+6的标准气体是常规的标准气体，C+9的标准气体中国目前还没有正式生产。表1计算了天然气组分测量到C+6还是C+9对压缩系数Z和高位发热量H的影响。

从表1中数据可以看出，以测到C+6为基准1，天然气的重烃组分测量到C+9，天然气能量计量值直接相关的H/Z值变化0.01%左右，基本可以忽略不计。以C+6增加0.01%（摩尔百分数）为基准2，对比C7、C8、C9各增加0.01%（摩尔百分数）的情况下，天然气能量计量值直接相关的H/Z值变化0.01%左右，基本可以忽略不计。因此，建议将管道企业配置的色谱分析仪的组分统一测量到C+6，在达到准确度要求的前提下，使管道企业减少设备投资，降低运行维护成本。

2 输差指标和烃露点问题

2.1 调整输差指标

管道企业不生产天然气，超出输差指标的天然气，只能按气价赔付给委托方，故天然气输差指标对于管道企业是一个极其重要的技术经济指标，该指标直接关系着企业的天然气运营成本、利润和声誉。对于输气管网，管输输差一般是指一定统计周期内在天然气购进、运输和售出过程中考虑管道管存变化、自用气及放空量后所出现的流量量值的减量，体积量计量方式下的输差计算公式为：

式中：Q5为统计时间内输气管网输差,m3；Q1为统计时间内的输入气量,m3；Q2为统计时间内的输出气量,m3；Q3为统计时间内输气单位的生产、生活用气量,m3；Q4为统计时间内放空气量,m3；V1为开始统计时,管道计算段内的储存气量,m3；V2为统计结束时,管道计算段内的储存气量,m3。

管存量引起的输差仅为账面输差，并不产生实际输差。但管网的管存量巨大，且管网多气源多下载点，管存量不准确引起的管网输差波动，会增加管道企业的分析难度，并有可能产生误导，因此，管存量计算不准确引起的输差必须考虑。

目前我国已经建成中亚ABC三线、中缅天然气管道，在建中俄天然气东线管道，并规划建设中亚D线及中俄西线等多条进口天然气管道，这些已建和在建的管道均采用体积计量方式。国内计量方式一旦改为能量计量，而国外进口气依然保持体积计量，则进口气计量站点需进行两次计量（同时进行体积计量和能量计量），工作量大，容易造成混乱；而且由于涉及的计算参数多且不统一，管网输差计算需要多次体积量与能量值之间的转换，计算的复杂性将大幅提升，原有的输差计算公式和输差指标均有可能发生变化。

因此，相关部门需要提前准备进口天然气计量交接方式相配事宜，并做好在不同计量方式并存的条件下，管网输差计算的技术储备，形成相关标准，以规范天然气管网输差指标的计算，并据此对管道企业提出适应能量计量方式下的输差指标。

表1 组分对Z和H的影响

2.2 完善烃露点相关标准

C6以上重烃组分对天然气热值的影响较大，从表2中数据可以看出C+6每变化0.01%（摩尔百分数），天然气能量计量值直接相关的H/Z值同向变化0.05%，影响较大。土库曼斯坦某天然气净化厂脱烃装置设计值中，原料气中的C+6比成品气的C+6高0.265 5%（摩尔百分数）[17]，按表1的数据计算，经过脱烃处理后，仅仅因为C+6的减少，成品气的高位发热量比原料气的减少1.3%以上，影响很大。

表2 重烃组分影响表

从体积计量方式转变为能量计量后，以往经过脱烃处理的天然气，因为“高热值高效益”，再考虑脱烃处理成本，有可能就把较多的重烃留在天然气中。这种情况下，在管道内压力温度合适的条件下，将会析出烃液，影响管道运行安全。而现行的GB 17820—2018《天然气》在5.1款中规定“在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气中应不存在液态水和液态烃”，比较含糊，没有规定明确的技术指标和测试方法。我国近几年开展了大量的管输天然气直接测定烃露点和间接测定烃露点检测技术的研究，直接测定技术采用露点仪直接检测烃露点，而间接测定技术是通过气相色谱法分析天然气组成，由天然气组成数据使用专用软件计算工况下的烃露点，这两种方法均已研究成熟，且已在工业现场应用[18-25]。

因此，需要根据以往的研究成果，在GB 17820—2018《天然气》或正在制定的《进入天然气长输管网的气体质量要求》等相关标准中完善管输天然气中烃露点的具体要求和测试方法，以保证改为能量计量后管道的安全运行。

3 管输费计价问题

按照国家关于“实现管输和销售分开”的油气管网运营机制改革和“放开两头，管住中间”的天然气价格改革目标，天然气出厂价和管道运输价将可能从门站价格中分离出来，单独结算。如果商品天然气销售和管道运输采取不同的计量计价制度，需要同时进行体积计量和能量计量，工作量大，容易造成混乱。由于不同气源的天然气进入管网混合运输，多气源多下载点，将给天然气交接和结算带来困难。管输费改为能量计价后，低热值的天然气较体积计量方式少收管输费，高热值的天然气则多收管输费；管道企业输送相同体积量的天然气，因为热值的不同，产生的管输费不同。

因此，建议统一管输费计价方式，且根据目前运行各气源天然气的高位发热量和输量，结合未来规划，找到体积计量—能量计量管输费计价的“平衡基准热值”，比较国家有可能发布的基准高位发热值37 MJ/m3[12]，研究对管道企业整体效益的影响，找出相应对策，以合理保证购运销三方利益。

4 结论与建议

鉴于管道企业现有的天然气体积计量系统在硬件上已具备能量计量的基础条件，计量方式由体积计量改为能量计量后，管道企业基本上不用进行硬件投资，主要在天然气准确计量、输差计算与指标、管输费计价等方面受到影响，重点需要根据已有的大量研究成果，制定或完善相关标准。为了保证购运销三方利益，提出以下建议。

1）对变化较大混合气组分的准确测量制定相应的标准。

2）完善多气源的输气管网的天然气组分人工赋值实施方法的相关标准。

3）管道企业统一配置测量C+

6的色谱分析仪。

4）制定不同计量方式并存的条件下管网输差计算的相关标准，研究新的输差指标。

5）完善管输天然气中烃露点的具体要求和测试方法。

6）计算体积计量—能量计量管输费计价的“平衡基准热值”。