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摘 要：天然气能量计量已成为国际上天然气贸易和消费计量与结算的发展趋势，而我国普遍采用体积计量。2019年5月24日，国家发改委等四部门联合印发《油气管网设施公平开放监管办法》要求于2021年5月23日前建立天然气能量计量计价体系。天然气管输企业现阶段体积交接计量装置主要使用高级孔板阀和智能流量计，另有部分超声波流量计。通过对现有体积交接计量装置及计量系统进行升级改造，分区域设置在线色谱分析仪，提升硬软件能力，可实现交接计量能量计量功能。
关键词：管输企业 天然气 能量计量 实施对策
1 引言
目前商品天然气贸易结算依据的方式主要有两种：体积计量和能量计量。天然气能量计量已成为国际上天然气贸易和消费计量与结算的发展趋势，我国普遍采用体积计量，仅中海油输送香港中华电力的天然气，以及广东和福建LNG项目采用能量计量方式。2019年5月24日，國家发改委等四部门联合印发《油气管网设施公平开放监管办法》，其中第十三条明确提出国家推行天然气能量计量计价，要求于2021年5月23日前建立天然气能量计量计价体系。
2 原理
2.1 天然气能量计量
天然气的能量是指其燃烧发生化学反应所释放的能量，理想状态下1m3的甲烷在25℃下完全燃烧，产物中只有水和二氧化碳，释放39.735MJ的能量。我国天然气的体积发热量最小为33.9MJ/m3，最大为45MJ/m3，二者间的差异达到了31%[1]。GB/T 22723-2008《天然气能量的测定》规定天然气能量值的计算方法为，在相同参比条件下，分别测量和计算天然气单位体积的发热量和某一时间段内通过的天然气的体积，两者的乘积就是输送段时间内通过仪表的天然气累计发热量。按公式（1）计算。
E：天然气能量，MJ。
H：天然气的标况体积发热量，MJ/m3。
Q：天然气的标况体积，m3。
2.2 天然气能量计量系统
常用天然气交接计量器具有气体超声流量计、孔板流量计、涡轮流量计等，利用不同原理测量实际操作条件下的气体体积，在流量积算单元再转换为标准参比条件下（101.325kPa，20℃）的天然气体积流量。天然气能量计量系统是基于现有流量计采集体积流量、温度、压力等信号，在线色谱仪直接实时分析气质数据并计算或离线分析人工赋值密度、发热量等参数至流量积算单元得出修正后的能量值。
GB/T 18603-2014《天然气计量系统技术要求》规范性附录B.1对不同等级计量系统的技术要求规定设计能力（标准参比条件）qn>10×104m3/h的输（配）气站场应采用在线发热量和气质测量;设计能力qn≤10000m3/h的输（配）气站场可采用离线或赋值发热量值测定。
2.3 天然气发热量赋值
GB/T 18603-2014《天然气计量系统技术要求》规定设计能力qn≤10×104m3/h的计量系统允许采用离线或赋值发热量值测定。GB/T 22723-2008《天然气能量的测定》第9章详细描述了天然气发热量赋值的相关内容，包括固定赋值、可变赋值、确定代表性发热量三种赋值方法。
3 实施对策
3.1 站场分类
天然气管输企业往往管理数座不通级别的输（配）气站场、数千公里管线，有的还形成来环状、网状“高低压分输、输配气分离”的输气管网系统，管网气源多元化。开展能量计量的第一步即是对管线上的站场进行分类，制定改造标准。按GB/T 18603-2014《天然气计量系统技术要求》分类如下：
（1）A级计量站（qn>240×104m3/d）配备在线色谱仪，单一稳定气源可采用赋值。
（2）B1级计量站（24×104<qn≤240×104m3/d）
①混合气源或气质组分波动较大，配备在线气相色谱仪或累积取样器;
②单一稳定气源，起始点配备累积取样器，其余采用赋值。
（3）B2级和C级计量站（qn≤24×104m3/d）原则采用定期固定赋值方式。
3.2 分区域设置在线气相色谱分析仪
目前，多数站场依靠周期人工取样，离线分析组分，获取组分数据，个别站场配置有在线气相色谱分析仪，实时分析气体组分参与体积积算。离线分析结果仅能代表取样当时的气体组成，而采用在线气相色谱仪连续取样，可提高气体组成及发热量测量时效性及准确性。
A级计量站配备在线色谱仪，单一稳定气源可采用赋值。B1级计量站当混合气源或气质组分波动较大，配备在线气相色谱仪或累积取样器;若单一稳定气源，起始点配备累积取样器，其余采用赋值。B2级和C级计量站原则采用定期固定赋值方式。
按上述原则，综合管网运行及设备管理实际，分区域设置在线色谱仪，结合赋值技术即可实现区域内交接计量装置组分共享进行开展天然气能量值运算。
3.3 计量系统功能升级
目前常用的天然气交接计量器具仅气体超声流量计带能量计量功能。其余计量系统或器具需进行功能改造，采用孔板流量计的计量点需升级上下位计量系统软件;采用智能流量计的计量点，则需升级智能流量计积算仪，更新算法及显示界面或新增RTU接入流量计体积数据与组分数据，单独计算能量值。
3.4 赋值方式
（1）运用在线赋值技术实现上游在线色谱分析数据实时往下游赋值，需进行软硬件改造。
（2）人工赋值，建立相关管理制度，采用周期人工修改组分、热值等参数。
4结论与展望
在大流量计量点、气源点安装在线色谱分析仪同时将该点在线色谱分析仪分析数据用于下游相同气源计量点参与能量计量，是经济、合理的设置方式。从目前技术发展来说，各计量系统厂商、智能流量计生产厂商也在积极开展计量系统软件升级、流量积算仪的改进工作，完成性能评价及计量认证后可以用于生产现场。目前采用超声流量计和在线色谱分析仪的硬件配置，是大宗天然气交接体积及能量计量的稳定应用。
参考文献
[1] 王池，李春辉，王京安，李涛. 《天然气能量计量系统及方法》[J].计量学报，2008，（5）：403-406.
1西南油气田分公司输气管理处 四川省 成都市 610213
2西南油气田分公司集输工程技术研究所 四川省 成都市 610041
关键词：管输企业 天然气 能量计量 实施对策
1 引言
目前商品天然气贸易结算依据的方式主要有两种：体积计量和能量计量。天然气能量计量已成为国际上天然气贸易和消费计量与结算的发展趋势，我国普遍采用体积计量，仅中海油输送香港中华电力的天然气，以及广东和福建LNG项目采用能量计量方式。2019年5月24日，國家发改委等四部门联合印发《油气管网设施公平开放监管办法》，其中第十三条明确提出国家推行天然气能量计量计价，要求于2021年5月23日前建立天然气能量计量计价体系。
2 原理
2.1 天然气能量计量
天然气的能量是指其燃烧发生化学反应所释放的能量，理想状态下1m3的甲烷在25℃下完全燃烧，产物中只有水和二氧化碳，释放39.735MJ的能量。我国天然气的体积发热量最小为33.9MJ/m3，最大为45MJ/m3，二者间的差异达到了31%[1]。GB/T 22723-2008《天然气能量的测定》规定天然气能量值的计算方法为，在相同参比条件下，分别测量和计算天然气单位体积的发热量和某一时间段内通过的天然气的体积，两者的乘积就是输送段时间内通过仪表的天然气累计发热量。按公式（1）计算。
E：天然气能量，MJ。
H：天然气的标况体积发热量，MJ/m3。
Q：天然气的标况体积，m3。
2.2 天然气能量计量系统
常用天然气交接计量器具有气体超声流量计、孔板流量计、涡轮流量计等，利用不同原理测量实际操作条件下的气体体积，在流量积算单元再转换为标准参比条件下（101.325kPa，20℃）的天然气体积流量。天然气能量计量系统是基于现有流量计采集体积流量、温度、压力等信号，在线色谱仪直接实时分析气质数据并计算或离线分析人工赋值密度、发热量等参数至流量积算单元得出修正后的能量值。
GB/T 18603-2014《天然气计量系统技术要求》规范性附录B.1对不同等级计量系统的技术要求规定设计能力（标准参比条件）qn>10×104m3/h的输（配）气站场应采用在线发热量和气质测量;设计能力qn≤10000m3/h的输（配）气站场可采用离线或赋值发热量值测定。
2.3 天然气发热量赋值
GB/T 18603-2014《天然气计量系统技术要求》规定设计能力qn≤10×104m3/h的计量系统允许采用离线或赋值发热量值测定。GB/T 22723-2008《天然气能量的测定》第9章详细描述了天然气发热量赋值的相关内容，包括固定赋值、可变赋值、确定代表性发热量三种赋值方法。
3 实施对策
3.1 站场分类
天然气管输企业往往管理数座不通级别的输（配）气站场、数千公里管线，有的还形成来环状、网状“高低压分输、输配气分离”的输气管网系统，管网气源多元化。开展能量计量的第一步即是对管线上的站场进行分类，制定改造标准。按GB/T 18603-2014《天然气计量系统技术要求》分类如下：
（1）A级计量站（qn>240×104m3/d）配备在线色谱仪，单一稳定气源可采用赋值。
（2）B1级计量站（24×104<qn≤240×104m3/d）
①混合气源或气质组分波动较大，配备在线气相色谱仪或累积取样器;
②单一稳定气源，起始点配备累积取样器，其余采用赋值。
（3）B2级和C级计量站（qn≤24×104m3/d）原则采用定期固定赋值方式。
3.2 分区域设置在线气相色谱分析仪
目前，多数站场依靠周期人工取样，离线分析组分，获取组分数据，个别站场配置有在线气相色谱分析仪，实时分析气体组分参与体积积算。离线分析结果仅能代表取样当时的气体组成，而采用在线气相色谱仪连续取样，可提高气体组成及发热量测量时效性及准确性。
A级计量站配备在线色谱仪，单一稳定气源可采用赋值。B1级计量站当混合气源或气质组分波动较大，配备在线气相色谱仪或累积取样器;若单一稳定气源，起始点配备累积取样器，其余采用赋值。B2级和C级计量站原则采用定期固定赋值方式。
按上述原则，综合管网运行及设备管理实际，分区域设置在线色谱仪，结合赋值技术即可实现区域内交接计量装置组分共享进行开展天然气能量值运算。
3.3 计量系统功能升级
目前常用的天然气交接计量器具仅气体超声流量计带能量计量功能。其余计量系统或器具需进行功能改造，采用孔板流量计的计量点需升级上下位计量系统软件;采用智能流量计的计量点，则需升级智能流量计积算仪，更新算法及显示界面或新增RTU接入流量计体积数据与组分数据，单独计算能量值。
3.4 赋值方式
（1）运用在线赋值技术实现上游在线色谱分析数据实时往下游赋值，需进行软硬件改造。
（2）人工赋值，建立相关管理制度，采用周期人工修改组分、热值等参数。
4结论与展望
在大流量计量点、气源点安装在线色谱分析仪同时将该点在线色谱分析仪分析数据用于下游相同气源计量点参与能量计量，是经济、合理的设置方式。从目前技术发展来说，各计量系统厂商、智能流量计生产厂商也在积极开展计量系统软件升级、流量积算仪的改进工作，完成性能评价及计量认证后可以用于生产现场。目前采用超声流量计和在线色谱分析仪的硬件配置，是大宗天然气交接体积及能量计量的稳定应用。
参考文献
[1] 王池，李春辉，王京安，李涛. 《天然气能量计量系统及方法》[J].计量学报，2008，（5）：403-406.
1西南油气田分公司输气管理处 四川省 成都市 610213
2西南油气田分公司集输工程技术研究所 四川省 成都市 610041