省级天然气管网能量计量的可行性——以浙江省为例

据中石油经研院信息，2017年全球天然气消费量约为3.62×1012m3，同比增长2.2%，产量约3.7×1012m3，同比增长约2.7%。我国2017年天然气消费量约2352×108m3，同比增长17%，占一次能源消费总量的7%。在生产、生活过程中，天然气更多地被用作燃料。在GB17820—2012《天然气》中，天然气的高位发热量就列为天然气的首要技术指标。据对我公司天然气管网目前所接纳的不同气源天然气气质分析，不同气源的天然气，其高位发热量最大可达40.89MJ/m3，最小为36.35MJ/m3，偏差量为4.54MJ/m3，偏差幅度达到11.1%。反映到下游终端用户，应用不同气源的同型号天然气发电机组，1kW·h发电量耗气量相差可达10%以上。天然气采用体积计量并计价，无法从根本上体现出天然气的核心价值，甚至在一定程度上使其价值和价格发生了严重偏差。无论是从公平计量还是从科学利用的角度，天然气计量方式从体积计量转向能量计量，都是大势所趋。

天然气计量方式

作为一种商品，天然气贸易交接计量的主要方式有能量计量和体积计量两种，部分也采用质量计量。在大规模的天然气贸易交接计量中，国际上较多采用能量计量为主，体积计量为辅。天然气能量计量一般在体积计量的基础上，增加天然气发热量的测定。

在我国，天然气贸易交接计量普遍采用传统的体积计量方式，目前，中海油输香港中华电力的天然气贸易交接，以及广东大鹏和福建LNG项目使用了能量计量方式。在天然气贸易计量中，以能量的方式进行结算是最公平的方法。

GB/T22723—2008《天然气能量的测定》的实施标志着在我国开展天然气能量计量有技术标准可依，对我国天然气计量方式与国际惯例接轨提供了技术依据，在规范天然气能量的测定方法等方面具有积极的意义。同时，《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》(国能监管〔2014〕84号)、《天然气基础设施建设与运营管理办法》(发展改革委令第8号)的颁布实施，以及上海、重庆等地石油天然气交易中心的相继成立，极大促进了我国天然气贸易计量中实行能量计量的进程，促进了高端计量分析设备的进口以及国内计量分析设备的不断研发，也为我国天然气能量计量提供良好的技术支持。

天然气能量计量

天然气的能量是天然气作为清洁燃料的基本属性，从计量角度来说，天然气的能量就是天然气体积和单位体积发热量的乘积，计算出天然气的能量。

天然气标准状态的体积流量应用当前的计量方式获取，天然气标准状态单位体积发热量的测量有直接和间接两种测量方法。发热量直接测量法包含气流式和水流式。气流式对设备和环境的要求相对严格，其准确度和灵敏度较水流式要高。美国20世纪70年代使用水流式，80年代起逐渐用气流式取代了水流式。我国天然气发热量直接测量为水流式。发热量间接测量法是利用天然气的组成数据进行计算，计算主要依据的国内外标准有GB/T11062—2014《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》(以下简称GB/T11062—2014)、ISO6976—2016《天然气-热值、密度和相对密度及化合物沃泊指数的计算》(Natural gas-Calculation of calorific values，density，relative density and Wobbe indices from composition，以下简称ISO6976—2016)、ASTMD 3588—98《气体燃料热值、压缩因子及相对密度计算的标准实施规程》(Standard practice for calculatingheatvalue，compressibility factor，and relative density of gaseousfuels)等，目前国内天然气发热量测量基本采用此法。也有利用红外光、激光等的新型天然气发热量测量仪器，但多应用于天然气气质的大致监测以及生产工艺的控制，在天然气贸易计量应用较少。

浙江省天然气计量管理情况

浙江省作为天然气利用大省，于2001年底成立了省天然气开发公司，统一投资、建设和经营省级天然气管网，参与上游资源和下游市场的开发建设和经营管理。截至2017年底，全省投入运营的天然气管道已达1558km，对接西气一线、西气二线、东海天然气、川气东送、浙江进口LNG、丽水36-1等多种气源，拥有天然气发电厂、城市门站、CNG加气站等多种天然气用户，“多气源，一环网”的供气格局已初步形成，2017年天然气输气量超过87×108m3，预计2018年输气量将超过100×108m3。

浙江天然气管网在所有进气点，包括接收西气一线的长兴站，接收西气二线的衢州站、金华站、诸暨站、萧山站，接收川气东送的秀洲站、湖州联络站，接收东海天然气的春晓站，接收浙江进口LNG的中宅站，接收丽水36-1的龙湾站，均设置了气相色谱分析仪。在可能产生天然气混输的相关厂站以及涉及较大流量的天然气用户输气厂站，也基本设置了气相色谱分析仪，如甬台温线、金丽温线、杭金衢线管道全线、杭甬线管道大部分厂站以及对半山发电厂、萧山发电厂、余姚国华发电厂的分输厂站。

鉴于天然气气源的多样性，天然气混合输送的必然性以及天然气用户的多样性，公司在天然气管道建设、运营过程中，天然气贸易计量始终朝着最终实现能量计量的目标前进，目前已初步具备能量计量的必要技术条件(具体如下)，因此具备可行性。

（1）设备选型

公司天然气贸易计量均采用超声波流量计，目前有国内外多种品牌的流量计逾200家。为满足今后天然气能量计量的需要，与其配套的流量计算机除要求是已获得国际权威认证机构相关认证，专门用于贸易交接的流量计算机外，特别要求内置满足GB/T11062—2014、ISO6976—2016标准规定的热值计算模块。同时，为便于对设备运行的管理以及便于对流量计工作状况的检查，还要求流量计算机具有相应的网络接口，方便的组态应用以及内置的AGA No.10报告提供的理论声速计算数学模型。

（2）系统建设

a.SCADA系统

天然气贸易计量数据，是SCADA系统中的重要参数，在系统建设中，对天然气工况流量、标况瞬时流量、累计流量，日累计流量、月累计流量、年累计流量进行采集、显示、保存。同时采集、显示、保存天然气体积计量的相关参数，如温度、压力、密度、压缩因子等，以及与能量计量相关的其他参数，可实现从体积计量到能量计量的无缝对接。

b.营销管理系统

营销管理系统是公司天然气用户管理、购销计划管理、计量交接管理的日常管理系统，系统的开发建设也充分考虑了天然气能量计量的需求，内置的天然气气质发布功能，可实时采集厂站内各色谱分析仪的分析数据，供用户查阅、下载;贸易计量交接单预留能量交接量接口，可方便实现从天然气体积计量到能量计量的顺利过渡。

（3）气质分析设备配置

公司在管网建设初期，在各气源进气点安装有气相色谱分析仪、水露点分析仪、硫化氢分析仪。随着管网的不断建设以及气源的不断增加，通过技术改造，在关键节点厂站增设了气相色谱分析仪，目前公司拥有气相色谱分析仪逾30台，水露点分析仪、硫化氢分析仪逾10台，基本做到对各计量点气质情况的全覆盖监测。

（4）计量设备网络建设

为确保天然气贸易计量的准确性，实现对计量设备的精细化管理，公司开发建设了天然气贸易计量设备在线监测系统，系统采用专用光缆通信网络以及专业的实时数据库系统，实现生产工艺现场的计量分析设备管理、设备运行状态管理、天然气组成数据的实时采集分发。天然气贸易计量设备在线监测系统主要功能如下。

a.设备管理

设备基本信息记录，设备异常、故障发生情况、检修维护情况等的记录、查询。既可作为设备基本台账使用，也可随着数据的积累逐步实现对设备打分、评级。

b.设备监测

实时采集并图形化显示计量分析设备的性能参数、运行参数、报警信号，实时反映设备工作性能及运行状态，最大程度地保证天然气贸易计量的准确性，减少计量贸易纠纷，保障企业经济利益和社会效益。同时，基于对于设备各参数的实时记录，在发生计量异常、计量纠纷情况下，能对以前的计量数据进行追溯。

c.数据分析、比对

具有计量设备不同工作状况下的性能参数分析、比对，分析设备不同时段分析数据的比对以及同一时间不同分析地点的分析数据的比对的功能。通过对相关数据的分析、比对，可及时掌握设备工作性能情况，特别是通过分析设备同一时间不同分析地点的分析数据的比对分析，可掌握天然气在管道中的混合、输送情况，对不同计量点组分参数设置以及今后分析设备的增设提供数据支撑。

d.组成数据的采集、分发

读取、显示并保存组分分析设备的设备状况信息、分析结果数据、各组分响应系数、未归一化组成数据、设备报警信号等;根据数据报警信号、分析数据变化情况自动判断所得分析结果的有效性，同时根据系统的设置，利用定制的opc接口程序将分析结果下载至对应的流量计算机中。可实现组分分析仪与流量计算机的一与多对应，实现组分分析仪数据的合理共享。通过该功能，实现了对所有贸易计量设备的天然气组成实时补偿，补偿原则为：厂站内安装有气相色谱分析仪且设备运行正常情况下，以厂站内分析设备分析结果予以补偿；厂站内未安装气相色谱分析仪或该厂站设备运行异常，以相邻厂站分析设备分析结果予以补偿；厂站内未安装气相色谱分析仪或该厂站设备运行异常，且相邻厂站分析设备分析结果未能充分反映该计量点气质情况，则下载预设置固定组成数据予以补偿。