天然气能量计量的技术进展

石油与天然气化工第44卷第1期CHEMICAL ENGINEERING OF OIL gas本期我天然气能量计量的技术进展陈赓良中国石油西南油气田公司天然气研究院摘要我国自2008年底发布GB/T22723-2008《天然气能量的测定》以来,开展了大量实验研究与现场测定工作,取得了一系列成果。但由于近年来国际上发布的一系列重要标准在我国尚未转化并贯彻,故在溯源准则建立、分析系统测量误差及其不确定度评估,以及蒙特卡洛模拟及其在能量计量中的应用等方面尚存在缺陷。最后对今后能量计量的技术开发提出了4点建议关键词天然气能量计量测量误差分析偏差不确定度蒙特卡洛模拟中图分类号:TE863.1文献标志码:ADOI:10.3969ss.10073426.2015.01.001Progress of natural gas energy measurement technologyChen gengliang(Research Institute of Natural Gas TechnologyPetro China Southwest Oil Gasfield Company, Chengdu 610213, China)Abstract: Since GB/T 22723-2008 Energy Determination for Natural Gas was issued, a lot of laboratory researches and field tests have been developed as well as many scientific and technological achievements are acquired. Because a series of IsO and foreign advanced standards are not transformedso far, there are some flaws in our technological development of natural gas energy measurement system, such as establishing traceability guideline of natural gas analysis evaluating measurement errorand uncertainty for analysis system, and Monte-Carlo simulation for uncertainty evaluation. Foursuggestions about technological development in future are presenteKey words: natural gas, energy measurement, measurement error, analy tical bias, uncertainty,Monte- Carlo simulation发展背景确定度对能量结算有重大影响,且流量Q测定结果不天然气能量计量过程中,分析系统的准确性与确定度的影响也是同样的。因此,进人新世纪以来,国致性关系到巨大的经济利益。根据英国 EffecTech公际法制计量组织(OML)国际标准化组织天然气技司估计,座规模为50MW的燃气电站,当电价为术委员会(SO/TC193)和气体分析技术委员会0.06欧元W,h时,如果能量计量系统的扩展不确S0TC158)分别发布或修订了一系列重要标准。定度(U)为1%,对年产值的影响将达到270000欧例如,TH中国煤化工建议》(以下简称《国际元(见图1)。根据天然气供出能量计算公式E=H建议》CNMH⑤发热量与沃泊指数的Q,不仅测定发热量H的分析系统测量误差及其不测定》、SO15796:2005《气体分析分析偏差的调查和作者简介:陈赓良(1940—),男,教授级高工。1961年毕业于山东大学化学系,原任中国石油西南油气田公司天然气研究院院长,现任全国天然气标准化技术委员会顾问,已发表论文170余篇,专著8部。E- mail: Chengengliang@ petrochina,com.cr陈赓良天然气能量计量的技术进展2015处理》、ISO6974-2:2012《天然气在一定不确定度下用评价与不确定度评价结合一体气相色谱法测定组成第2部分:测量系统的特性和统(3)能量计量系统不确定度评定的核心问题是偏计》、IsO16664:2004《气体分析校准气体及校准气体差型误差分析与评定,且此类评定并非针对个别系统混合物的处理指南》与2012年发布的新版ⅠSO而是针对整个体系10723:2012《天然气在线分析系统的性能评定》等。这(4)在测量模型不宜进行线性近似的场合,以蒙些标准在大量工业实践基础上,对能量计量涉及测量特卡洛模拟法替代GUM法( ISO/IEC Guide98方法的溯源准则、测定系统的操作性能评价、测定结果2008《测量不确定度表示指南》进行不确定度评定。的误差处理及不确定度评定等重大技术关键均作出了2计量系统的分级及其准确度明确规定,并针对天然气能量计量系统存在大量非线性输入的特点,规定了以概率密度传播法(即蒙特卡洛国际法制计量组织发布的《国际建议》对天然气计模拟, Monte Carlo simulation)评定整个系统不确定量系统的分级及其配置要求可以归纳为以下4个方度的原则与程序,从而奠定了按《国际建议》规定的以最大允许误差(MPE)表示能量计量系统扩展不确定(1)计量系统的分级:《国际建议》将天然气计量度的技术基础。当前,国外正在根据本国具体情况试系统按准确度分为A、B、C三个等级,每个等级的最验和/或验证上述国际标准中的有关要求与规定,并据大允许误差(MPE)又分为能量计量及体积(或质量)此制定或修订本国天然气能量计量的有关法规规范计量两种情况(见表1)与标准表1计量系统的最大允许误差(MPE)Table 1 MPE for measurement system4500.004500典型燃气电站最大允许误差(MPE)计量系统3500.00电量输出:500MW电价:60欧元/Mw·hA级B级C级300.0025000能量计量系统转换为体积计量转换典型为质量计量或直接进±0.%±1.5%±2.0%6行质量计量1000.00500.000.20.40.60.81.01.21.41.6(2)有关功能模块的MPE:根据表1规定的MPEU(能量)/%要求,系统中各功能模块(子系统)MPE见表2。表图1能量计量存在的风险Figure 1 Risk i2中所列数据仅应用于定型实验和初次检定。我国自2008年底发布GB/T22723-2008《天然表2计量系统中各功能模块的MPETable 2 MPE of functional modul es in measurement system气能量的测定》以来,开展了大量实验研究与现场测定功能模块最大允许误差(MPE)工作取得了一系列成果。但由于上述一系列国际(子系统)标准在我国大多数迄今尚未转化并贯彻,故严重影响了实施能量计量有关的若干基础研究与技术开发工作工况条件下的体积±0.7%6±1.20%±1.50%6(或质量)的完成。与国外的技术进展相对照,下列4个方面的参比中国煤化工±1.006±1.50问题尤其重要CNMHG±1.00±1.00(1)《国际建议》规定,以能量测定值的最大允许误差(MPE)作为天然气计量站分级的基准,并据此进有代表性的发热量测定066±1.25%±2.00(发热量间接测定)行计量系统的仪器仪表配置。转换为能量实际计算实际计算实际计算(2)ISO10723:2012规定能量计量系统的精密度值的0.05%值的0.05%值的0.05%石油与天然气化工第44卷第1期CHEMICAL ENGINEERING OF OIL gas在工况条件下,体积测量的MPE(计算出的绝对GBT18603-2001《天然气计量系统技术要求》值)应大于或等于规定的(量值)最小偏差(Em),即应附录A中的表A.1和表A.2是根据1998年OIML满足式(1)发布的《国际建议草案》制定的,与本文摘自《国际建Em=2×MMQ×MPE(1)议》的表1~表4相对照就可看出,能量计量现已替代式中,MMQ为相关测量的最小测定值;MPE为表2体积计量成为当前发展的主流,主要反映于以下方(或表1)中所列值面(3)有关测量仪表的MPE(不包括发热量测定仪(1)从表1可以看出,《国际建议》是把能量测定器):为了满足上述计量系统及其功能模块的准确度要作为天然气计量站的基准,即天然气计量系统的分级求,计量系统中除发热量测定仪器外的所有测量仪表及其仪表配置均以能量计量为基础而做出相应规定单独进行检定时,其MPE必须满足表3所列要求)《国际建议》中把配套仪表的准确度用最大允许误差(MPE)表示。测量仪表的MPE虽然与测量不表3有关测量仪表的MPETable 3 MPe of related measurement instruments确定度有所不同,但它给出的仪表示值误差合格区间参数最大允许误差(MPE)可以作为评定测量不确定度的依据。当直接采用仪表A级计量系统B级计量系统C级计量系统示值作为测量结果时,由测量仪表引入的不确定度分温度±0.5℃0.5℃±1℃压力士1%量可根据该仪表的MPE按B类方法评定得到密度±0.35%±0.7%±1(3)将标准参比条件下的设计流量由原来的(分压缩因子为)三档修改为四档,增加的第四档建议采用“远距离注:①天然气每一种特性量值测量的MPE可按表3所列值的1/5估计。发热量测定”(4)将发热量(参数)分为两类:直接测定发热量(4)计量系统各功能模块的最低设计要求:按的MPE分别为0.56(A级)1.0(B级)和1.0《国际建议》规定的设计准则,结合技术经济方面的考C级);而有代表性的发热量测定(间接测定)的MPE虑,提出的计量系统各功能模块的最低设计要求如表则分别降低为0.60%6(A级)1,356(B级)和2.04所列。C级)。根据《国际建议》,英国现行法规《输气管网准入协表4计量系统各功能模块的最低设计要求Table 4 Minimum design requirements of functional定(NEA)》规定用户接受天然气的计算发热量les in measurement system(COTE应与其支付的账单相一致;用户得到的天然标准参比条件下的气发热量必须与供气公司的声明值相符。因此,天然最大设计流量1000>1000>10000>100000Qm/(m3,h-)气必须达到规定的发热量值才允许进入国家输气管计量曲线的误差校正网分析系统的MPE不得超过0.1MJ/m3。就地检定(校准)系统温度转换3能量计量系统的精密度与不确定度压力转换据文献报导,2007年分别在川渝管网和西气东Z值转换就地发热量和密度测定程发热量测定√√√√√√√√√√输一线进行的能量计量现场试验结果表明:“高位发热量中国煤化工1%左右,达到GB/T(采样或赋值)CNMHG确度要求(见图2)”,单位时间间隔的此结论明显欠妥流量记录密度测量(替代温度首先,上述现场试验执行的是1995版ISO10723压力和Z值转换的有关规定,后者只能应用于精密度评定,不涉及不确准确度等级C(3%)B(2%)B~2%)A%)定度评定问题。其次,目前我国用于能量计量分析系4陈赓良天然气能量计量的技术进展2015统质量控制的标准气体混合物(RGM)是由英国国家度的比例关系;二是各组分在不同浓度条件下的响应物理实验室(NPL)进口的认证级标气,RGM公称不值与(仪器出厂时的)假定值相一致确定度为0.5%。2012年3月,NPL为钢瓶编号NG但在实际操作过程中,分析仪器响应值的测量不356颁发的证书中标出的各组分的不确定度如表5所确定度将随组分浓度变化而变化。对天然气组成中的列,其中不确定度最大的两个组分为正己烷(0.43%)多数组分而言,其测量不确定度是随摩尔分数的增加和正戊烷(0.45%)。因此,图2数据仅表明分析结果而增加,但也有些组分的不确定度在整个组成范围内之间的相对偏差较小,管输天然气的气质相当稳定,分固定不变析仪器与方法的精密度较好。对在用的能量计量天然大多数在线分析仪在出厂时,其默认设置为按内气组成分析系统进行测量误差及其不确定度(的整体)置数学模型计算的假定响应函数为一条通过原点的直评定,必须执行ISO10723:2012的有关规定。线。如此设置所采用的响应值与组分浓度之比为常0.6数,并允许以一种标准气混合物(RGM)应用于较宽范口A站2007-04-08·B站2008-03-10.5}A站2007-04-18B站52008-07-11围的被测组分浓度,这样就导致偏差的产生(见图3)。站2008-06-03·B站2008-07-12但在多数情况下,这一假定值与响应真值之差不是很0.4}=A站200-06-05C站208-03站2008-08-16口C站2008-0大,由此产生的偏差(相对)较小,般通过单点校准后口A站2008-08-17C站2008-03-27B站2007-12-18C站2008-07-1B站2007-12-19口C站2008-07-14的测定值大体上可以接受。但对浓度很高的大组分B站2007-12-20口C站2008-07-150.2B站2008-03-1口GB/T18603规定尤其是甲烷组分,有时产生的误差则可能相当可观,从而使偏差超出(法规、范围或标准规定的)不确定度范围验站点30000图2西气东输3个计量站点发热量测定值不确定度图校准气体Figure 2 Uncertainty of determining calorific value in响应值3 measurement stations for West-East NG Pipeline Project15000N样品值表5进口RGM中各组分的不确定度5000样品误校准误差摩尔分数/%Table 5 Uncertainty of measuring component concentrationin imported RGM摩尔分数/%摩尔分数/假定响应值‘真实’响应值氮气20.680±0.042异丁烷4.963±0.021图3偏差型误差的来源正丁烷4.988±0.021Figure 3 Sources of bias error二氧化碳20.041士0.045异戊烷999+0.009正戊烷2.001±4.2响应函数的类型己烷0.9853士0.004IsO10723:2012要求使用高质量的RGM来评注:①不确定度为标准不确定度乘以包含因子k=2,包含概率为价分析仪器的性能。不同实验用RGM中被测组分的浓度不同,以便适应预定的测量范围。不论测量不确定度在整个预定的浓度范围内是否有变化,都可以通4分析系统的偏差及其不确定度过对v中国煤化工进行评定。啊应函数4.1偏差(型误差)的来源的类型CNMHG方程,多项式级别愈高在天然气能量计量系统中,如果分析仪器(一般为则应用就愈复杂。对每种组分,需要涵盖测量范围内气相色谱仪)正确地按使用目的进行了配置,其性能可的7个不同浓度来定义三次方程,如果经验知识表明以由以下两个特性来表征:是以重复性表示的测量不可能是三次方程时,也可以5个不同浓度来定义二不确定度,以便能很好地确定分析仪器响应值/组分浓次方程,或以3个不同浓度来定义一次方程。然而,大石油与天然气化工第44卷第1期CHEMICAL ENGINEERING OF OIL gas多数情况下并不存在此类信息,故一般都倾向于使用规范专门应用于测量模型不宜进行线性近似的场合,7个不同浓度的实验数据以确定合适级别的响应函因为在此场合下按JF1059.1—2012《测量不确定度数。每个组分的真实校准函数Fm[x]的表达式评定与表示》规定的GUM法确定输出量的估计值和如式(2)所示,式中a表示校准函数方程中的各项有标准不确定度可能变得不可靠。同时,对于象我国这关参数。样每年表观消费量已经达到约1500×10m3的天然x=a+ax+ax2+ax(2)气消费大国,其输配系统涉及数量十分庞大的、用于发同样,真实分析函数Gm[y]的表达式如式(3)热量间接测定的气相色谱仪,且仪器型号众多,如此巨所示,式中b表示分析函数方程中的各项有关参数。大的样本数量也无法以GUM法进行测量不确定度评大多数情况下仪器出厂时均设定b=b=b=0定。因此,SO10723:2012规定了以CMC模拟评定x=G.m[y]=b+by+by2+by2(3)气相色谱分析系统不确定度的方法及其程序在式(2)和式(3)中,y是分析仪器对组分i响应CMC模拟的基本原理是:可通过测量无穷多个值的平均值;x是天然气样品中组分i的摩尔分数组成位于规定操作范围内的参比气体混合物,对由仪根据JF1059.1一2012《测量不确定度评定与表器引起的误差和不确定度进行完整评估,但实际上这示》的规定,校准气体混合物(RGM)中组分i的摩尔是不可能实现的。通常采用的做法是:在预定的浓度分数的标准不确定度(x)可由仪器制造厂提供的范围内测量少量RGM,据此确定每种组分响应函数包含因子k通过式(4)计算,式中Um[x,]表示的数学表达式。然后,用这些真实响应函数、仪器数据RGM中x组分测量结果的扩展不确定度。系统假定的响应函数及仪器所用工作校准气体混合物(4)(wMS)的参考数据等信息模拟仪器的性能特征。最4.3误差与不确定度的计算后,再用试算方法对气体混合物进行大量的离线模拟大多数情况下仪器出厂时设定的分析函数如式测量从而确定测量系统固有的性能基准,建立数学模(5)所示。同样,进行操作评价时由RGM得到的真实型。根据分析系统的具体情况,测量偏差及其不确定校准函数则如式(6)所示。这两条函数曲线在图3所度(即偏差的分布范围)评定大致需经过以下步骤示的校准点相交,据此可以由式(7)求得未经归一化的(1)确定商品天然气组成及其组分变化范围。组分i的摩尔分数x:m。所有组分经归一化后的绝(2)在离线分析器上确定响应函数类型。对误差δx可以由式(8)与式(9)计算。(3)确定校准气体混合物(wMS)组成及其不确定度Gi asm (yi(5)Fi true(xi)(4)进行实验设计。(6)Gi.asm[ Fi tme(xi.true)(5)计算测量结果的偏差及其分布(不确定度)。Gi asm F; true(xi eal)(7)具体实验方案为构建一个至少应包括10000个i,meas2i. mea(8)随机样品气组成的数据集,其中各组分摩尔分数皆位∑x℃z,meas于整个输配系统所考虑的全部计量站可能出现的天然气组成范围内。严格地讲,模拟中所选用的组成也并,, mens -x(9)不完全是随机的,而是根据长期工业经验得到的某种5蒙特卡洛( Monte-Caro,CMC)模拟组分中国煤化工分浓度的已知关系确定5.1基本原理CNMH气(模拟组成)发生器根据 ISO/IEC Guide98-3/ Suppl.1:2008《用蒙对有关丁烷和戊烷异构体与正构体的关系就是采用这特卡洛法传播概率分布》的有关规定,我国于2012年些经验规则。由于采用了这些经验规则,实际样品中发布了国家计量技术规范JF1059.2一2012《用蒙特不存在的非自然界生成的天然气组分就不会出现于模卡洛法评定测量不确定度技术规范》。此项计量技术拟样品组成之中6陈赓良天然气能量计量的技术进展201552计算公式值在CMC模拟过程中,每进行一次试算就能得到U(P)=k×l(6P)(14)组x的真值和测定值,将两者分别代入式(10)就可5.3模拟结果以按IS06976:1995《天然气热值、密度和相对密度的文献[5报导了英国 Effectech公司按英国国家计算》规定的方法计算出该天然气样品的体积基高位输气管网中商品天然气组成情况,进行整个能量计量发热量真值CVm与测定值CVm。然后,就可以得到分析系统不确定度评定的一个实例。确定试验气体组高位发热量测量误差的表达式,见式(11)。式(11)也成范围,并据此确定7个不同的试验气体组成后,在离同样可应用于气体密度等测量误差的计算。线气相色谱仪上进行重复试验,每种组分取得的测定CV= Hs [a, V(t,p2)]结果按ISO6143:2001《气体分析标定用混合气体成Hs(t,P)]分的测定比较方法》的规定,用最小二乘法对该组分Zmix(t p2进行回归分析而分别求得校准函数中的参数a和分xXH[×R,析函数中的参数∑x×、b表6列出了由10000个随机样品进行CMC模拟式中,为气体燃烧温度,K;t为气体计量温度,K;p而求得的典型组成范围内组分浓度和高位发热量测量结果的平均误差δP。CMC模拟的另一个特点是可以为气体计量压力,kPa;H[t]为在燃烧温度为t时将测量结果不确定度的概率密度函数分布可视化(见组分i的理想气体摩尔基高位发热量,kJ/ml,参见图4)。由于甲烷是商品天然气中浓度最高的组分,在SO6976:995的表3;R为摩尔气体常数,831472本例中其设定的浓度范围为63.81%~98.49%,故以J/mol·K;b为规定温度与压力下的求和因子。甲烷浓度为变量而得到的高位发热量测定值的平均误oCVmeas=CVmeas-CV(11)差分布范围最具代表性。图4所示数据表明,RGM由于CMC模拟过程中假定的组分浓度及其计算而得的高位发热量不存在不确定度,故模拟结果得到表6典型组分的组成范围及平均误差Table 6 Composition range and average error的组分浓度及其计算出的高位发热量测量偏差的不确of typical components定度u(δx)和u(δP),就分别等于组分浓度测定值及组分y(校准气体)y(组成范围)平均误差其计算而得的高位发热量的不确定度u(x,mcm)和E(xu(Pm)。因此,根据CMC模拟结果,可由式(12)计4.4950.000~10.0000.015算组分浓度及其计算的高位发热量的平均测量偏差氧化碳0.000~7.0000.012δP,式中δP则表示在总数为n次的模拟测量过程中甲烷78.000~97.960-0.041第t次测量结果的测量偏差。求得δP后,可由式(13)乙烷6,9780,000~12.0000,013计算测量平均偏差的不确定度度l(GP);并可由式丙烷3.2790.000~6.890(14)计算其扩展不确定度U(6P),式中h为合适的包异丁烷0.000~1.000含因子,目前使用包含因子k=2,包含概率为0.95正丁烷0.50120.000~1.0000,001∑δP6P=(12)中国煤化工异000~0.350CNMHG(6P)=[6PH+u(6P)(13)正0.10920.000~0.3500.000式中,u(6P)为由n个组成中每个组成计算出的高位正己烷0.10990.000~0.3500,00发热量的偏差的方差;[GP]为n个组成中每个组成发热量/31.6~40.0061的测量偏差的标准不确定度平方n2[6P]的算术平均(MJ·石油与天然气化工第44卷第1期CHEMICAL ENGINEERING OF OIL gas中甲烷浓度约为82%时接近测量误差扩散的最小点,6建议RGM中甲烷浓度愈高则测量误差分布范围愈大,即(1)参照ISO14111-1997《天然气分析溯源性准其测量不确定度也愈大。图5所示数据则表明,平均则》与IsO15971-2008有关规定,尽快建立我国商品误差δP的不确定度数据绝大多数分布在红色区域内,天然气分析和热量计测定的溯源准则及其配套RGM由此估计最大平均误差(MPE)的分布区间为-0.1的分级与命名。0.08MJ/m3,符合英国《输气管网准入协定(NEA)》(2)在修订GB/18603-2001《天然气计量系统的规定。同时,从图5中模拟数据的分布可以确定被技术要求》的过程中,考虑采用国际建议中以MPE表测量为正态分布,故对应的包含因子k=2,包含概率示计量系统准确度的有关规定,以利于对我国输气管为0.95,MPE的分布区间即为其包含区间。网能量计量系统的不确定度作整体评价。0.15(3)参照ISO10723:2012的有关规定,尽快开展0.10(在用)天然气能量计量系统测量偏差及其不确定度整体评估的相关技术开发(4)尽快开展蒙特卡洛模拟及其在能量计量中的应用研究。0.10参考文献勤.天然气能量计量在我国应用的可行性与实践[].天然气工880828486889092949698(甲烷)/%业,2014,34(2):123-1294以甲烷浓度为变量的测量误差分布图[2]黄黎明,陈赓良,张福元,等.天然气能量计量的理论与实践[MFigure 4 Change curve of measuring error with北京:石油工业出版社,2010:39methane concentration[3]BASIL M, PAPADOPOULS C, SUTHERIAND D, et al. 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