賈曉林 黃楊挺 吳凱騏 徐 剛

中國石油工程建設有限公司西南分公司, 四川 成都 610041

0 前言

作為全球第一大天然氣進口國、第三大天然氣消費國,天然氣在中國能源體系中的地位舉足輕重。由于中國油氣干線“一張網(wǎng)”布局的初步形成,國內(nèi)天然氣管網(wǎng)建設正朝著逐步完善的方向發(fā)展[1-2]。隨著中亞、中緬、中俄、進口LNG等新氣源的引進，國內(nèi)新氣田的不斷開發(fā)和非常規(guī)氣源的有效補充,傳統(tǒng)單一氣源長期使用的局面已發(fā)生不可逆的改變[3-4]。氣質(zhì)條件的改變必然導致天然氣發(fā)熱量發(fā)生變化,為了更好地體現(xiàn)貿(mào)易優(yōu)質(zhì)優(yōu)價、公平公正的原則,計量改革應與時俱進,計量理念應步入新的里程碑,在天然氣貿(mào)易交接計量中推行能量計量勢在必行。

國外大多數(shù)國家在天然氣計量方面已采用能量計價方式(美國、加拿大、西歐各國、中東及亞洲大多數(shù)國家),且已形成較成熟和完善的管理、運行體系。目前僅中國、俄羅斯及部分東歐國家在天然氣貿(mào)易計量方面仍采用體積計量方式[5]。近年來,中國在能量計量領域開展了大量的研究工作[6-7],先后制定了GB/T 18603—2014《天然氣計量系統(tǒng)技術(shù)要求》[8-9](以下簡稱GB/T 18603—2014)、GB/T 22723—2008《天然氣能量的測定》(以下簡稱GB/T 22723—2008)[10]和Q/SY 1447—2011《輸氣管道計量導則》(以下簡稱Q/SY 1447—2011)等標準,對能量計量方式、能量測定方式提出了要求。但由于中國天然氣貿(mào)易計量以體積計量方式為主[11],能量計量處于有標準未實施狀態(tài)。2019年5月24日,中國國家發(fā)展和改革委員會等四部委聯(lián)合發(fā)布《油氣管網(wǎng)設施公平開放監(jiān)管辦法》，明確規(guī)定了中國推行天然氣能量計量計價體系的時間表(即通知發(fā)布之日起24個月內(nèi))。

本文從設計角度出發(fā),通過對國內(nèi)外天然氣能量計量法規(guī)、標準及關鍵技術(shù)進行調(diào)研,分析了相應標準、規(guī)范的適用性,同時針對中國開展天然氣能量計量存在的問題及現(xiàn)狀進行分析,提出了國內(nèi)各站場天然氣能量計量改造中的關鍵設計問題,為今后開展相應設計工作提供了技術(shù)基礎。

1 天然氣能量計量研究必要性

中國天然氣計量技術(shù)研究始于20世紀80年代,GB/T 18603—2014和GB 17820—2012《天然氣》等基礎標準的形成,豐富了中國天然氣貿(mào)易計量管理體系,為保證中國天然氣計量尤其是貿(mào)易交接計量中的公平公正、安全有效做出了重要貢獻。但由于天然氣管網(wǎng)基本上由中國石油、中國石化企業(yè)內(nèi)部建立和運營,運營成本多為企業(yè)內(nèi)部核算,前期天然氣貿(mào)易計量均采用體積計量方式。隨著越來越多氣源引進、新氣田不斷開發(fā),國家管網(wǎng)公司的成立,以及國際市場普遍以能量計量方式進行天然氣貿(mào)易結(jié)算,傳統(tǒng)體積計量不能體現(xiàn)不同氣源之間的熱值差異[12],已不適應目前綜合氣源。

1)根據(jù)調(diào)研高位發(fā)熱量結(jié)果,目前國內(nèi)天然氣的高位發(fā)熱量主要維持在33.23～44.92 MJ/m3之間,最小發(fā)熱量與最大發(fā)熱量之間相差達35%。氣體的高位發(fā)熱量在不同時期也可能存在較大差異[13-14],以中俄東線為例,其發(fā)熱量為36～38 MJ/m3,最小發(fā)熱量與最大發(fā)熱量之間相差可達5.6%。從公平公正角度出發(fā),在天然氣貿(mào)易交接計量中采用能量計量才能更準確體現(xiàn)天然氣的實際價值。

2)隨著天然氣勘探開發(fā)的快速發(fā)展,中國油氣干線“一張網(wǎng)”逐漸形成,各管網(wǎng)之間的天然氣相互調(diào)配日漸頻繁,為了不致于引起交易各方的經(jīng)濟糾紛[15-16],開展能量計量是維護公平、公正天然氣貿(mào)易交易的必要。

3)為滿足國家發(fā)改委提出的能量計量時間要求,完善中國天然氣能量計價體系的基礎就是對現(xiàn)有計量站場開展能量計量技術(shù)改造,達到能量計量的軟硬件條件。

基于上述內(nèi)容,實施能量計量是天然氣貿(mào)易交接計量發(fā)展的必然趨勢,也是維護公平、公正天然氣貿(mào)易交易的必要條件。

2 天然氣能量計量研究現(xiàn)狀

2.1 天然氣計量方式

2.1.1 體積計量

在標準參比條件下以單位時間內(nèi)通過的氣體體積進行計量。該方法在國內(nèi)外應用非常成熟,且為目前國內(nèi)采用的最常用天然氣貿(mào)易計量交接方法,其準確度主要取決于計量設備。

2.1.2 質(zhì)量計量

天然氣的體積受溫度、壓力、壓縮因子等諸多因素的影響,盡管采用多種溫度、壓力補償措施,仍對測量準確度存在較大影響。因此，通過質(zhì)量流量儀表直接測定天然氣質(zhì)量流量,其計量準確度不受壓力、溫度、黏度、密度等影響。該方法準確度高、量程比大、安裝簡便；但壓損較大、信號控制與處理難度較大,且體積大、價格較高。

2.1.3 能量計量

GB/T 22723—2008中將天然氣能量測量分為直接測量法和間接測量法。直接測量通過燃燒法,直接測定恒定流速的天然氣燃燒時所釋放的能量,該方法尚處于研究試用階段。目前，天然氣能量測量普遍采用的方法是以GB/T 11062—2014《天然氣發(fā)熱量、密度、相對密度和沃泊指數(shù)的計算方法》(以下簡稱GB/T 11062—2014)為基礎開展的間接測量法,通過傳統(tǒng)方法分別獲得天然氣的體積流量(或質(zhì)量流量)和體積發(fā)熱量(或質(zhì)量發(fā)熱量),根據(jù)GB/T 11062—2014中天然氣能量計算公式獲得。

(1)

式中:E(tn)為天然氣的能量,MJ;e(t)為天然氣的能量流量,MJ/h;q(t)為天然氣標準狀態(tài)的體積流量或質(zhì)量流量,m3/h或kg/h;H(t)為天然氣高位發(fā)熱量,MJ/m3或MJ/kg。

2.2 天然氣能量計量標準體系

圍繞天然氣能量計量技術(shù)的發(fā)展需求,國際標準化組織ISO、歐洲標準化組織、國際法制計量組織OIML相繼發(fā)布了一系列重要標準與規(guī)范[17-20]:ISO 15112—2011 Natural Gas—Energy Determination、EN 1776—2015 Gas Infrastructure—Gas Measuring Systems-Functional Requirements、OIML R140—2007 Measuring Systems for Gaseous Fuel,規(guī)范了天然氣能量計量的技術(shù)要求。目前歐盟國家以EN 1776為主要標準,美國以美國天然氣協(xié)會(American Gas Association,AGA)5號報告AGA Report 5—2009 Natural Gas Energy Measurement為主要標準開展能量計量,其他國家主要以國際標準化組織ISO或歐美的標準為依據(jù)開展相關工作。

20世紀末,中國石油各大研究機構(gòu)針對天然氣能量計量,開展了大量的基礎研究工作,取得了較大成果。2003年全國天然氣標準化技術(shù)委員會成立“天然氣能量測定標準化技術(shù)工作組”,2008年發(fā)布GB/T 22723—2008；同時根據(jù)國際接軌要求,制定了GB/T 18603—2014、Q/SY 1447—2011等。中國能量計量標準化體系與國外相關標準對應情況見表1。

表1 中國能量計量標準化體系與國外相關標準對應表

2.3 氣相色譜分析儀配置現(xiàn)狀

為了解國內(nèi)天然氣貿(mào)易交接計量現(xiàn)狀,以國家管網(wǎng)旗下5家管道公司為例進行調(diào)研,共調(diào)研28個站場,見表2。目前，國家管網(wǎng)旗下天然氣貿(mào)易交接普遍采用體積計量方式,管道沿線首站、轉(zhuǎn)供站、部分輸量較大分輸站等均已安裝在線氣相色譜分析儀,具備能量計量硬件改造條件。

目前,國內(nèi)各管道公司貿(mào)易計量站場氣相色譜分析儀的配置、應用及安裝位置等存在以下問題:部分具有多氣源站場的氣相色譜分析儀安裝位置僅能測量不同氣體混合前的組分,無法測量混合后的氣體組分;部分氣相色譜分析儀運行多年,無法正常工作,處于停用或故障狀態(tài);上游站場組分給下游站場進行組分賦值的路由缺乏統(tǒng)一標準、統(tǒng)一方法;部分分輸量較大的站場未安裝分析色譜分析儀。

3 天然氣能量計量站場設計要求

3.1 工藝流程方案

GB/T 18603—2014根據(jù)標準參比條件的設計能力,將天然氣計量站的計量系統(tǒng)分為四檔等級，見表3。四檔等級分別為:100～1 000 m3/h、1 000～10 000 m3/h、10 000～100 000 m3/h 和>100 000 m3/h。同時將計量系統(tǒng)的準確度等級劃分為A級、B級和C級三檔。其中A級計量系統(tǒng)應具備流量計核查比對功能,安裝在線氣相色譜分析儀測量在線發(fā)熱量與氣質(zhì);B級和C級計量系統(tǒng)根據(jù)測量要求、工藝及場地條件,盡量使B級計量系統(tǒng)具備流量計核查比對功能,可采用離線色譜儀或發(fā)熱量賦值方法獲得氣體發(fā)熱量。

表3 不同設計能力計量系統(tǒng)分級和配置要求表

根據(jù)調(diào)研情況,中國計量站普遍以標準孔板、超聲或渦輪流量計作為天然氣貿(mào)易交接流量計,具體工藝流程可分為三類[21-22]。

3.1.1 上游超聲+下游超聲

上游超聲+下游超聲流程見圖1,國內(nèi)天然氣貿(mào)易計量站自西氣東輸工程開始廣泛采用,充分結(jié)合了流量計檢定規(guī)程和國家石油天然氣大流量計量站各分站檢定能力,滿足計量系統(tǒng)的基本功能,具備在線實時核查比對功能、并可選擇設置在線實時流量檢定或校準接口。

圖1 上游超聲+下游超聲流程圖Fig.1 PFD of upstream ultrasound and downstreamultrasound flowmeter

3.1.2 上游超聲+下游孔板

當現(xiàn)場計量管路直管段長度滿足兩套流量計串聯(lián)的要求,或者場地條件滿足串聯(lián)改造條件時,采用上游超聲+下游孔板流程,見圖2。目前主要為中國石油天然氣股份有限公司西南油氣田分公司各貿(mào)易計量站采用。

圖2 上游超聲+下游孔板流程圖Fig.2 PFD of upstream ultrasound and downstreamorifice plate flowmeter

3.1.3 上游孔板+下游超聲

該類流程主要用于計量系統(tǒng)改造,將一備一用計量裝置中的其中一路孔板計量管路改為超聲計量管路,再將其上游與另一路孔板計量管路的下游串聯(lián),形成具備核查功能的上游孔板+下游超聲計量管路,見圖3。同時,不影響現(xiàn)有流程輸氣功能。目前主要為中國石油天然氣股份有限公司西南油氣田分公司各天然氣貿(mào)易計量站采用。

圖3 上游孔板+下游超聲流程圖Fig.3 PFD of upstream orifice plate and downstreamultrasound flowmeter

3.2 計量儀表選型方案

3.2.1 貿(mào)易交接流量計的選擇

目前，國內(nèi)常用天然氣貿(mào)易交接計量的流量計主要包括:標準孔板節(jié)流裝置、超聲波流量計和渦輪流量計,具體性能特性參數(shù)見表4。

表4 三種貿(mào)易交接流量計性能特性參數(shù)表

由表4可見,三種流量計性能指標均滿足GB/T 18603—2014對于A級、B級計量系統(tǒng)計量儀表準確度的要求,但從適用范圍、維護工作量、核算貿(mào)易輸差、使用情況等方面分析,渦輪流量計適用于小口徑、小流量場合,且對介質(zhì)潔凈度要求較高,操作流程相對復雜。超聲波流量計作為新型智能型儀表,已經(jīng)在國內(nèi)外天然氣貿(mào)易交接計量場所廣泛應用,除量程比大、無壓損和雙相測量等優(yōu)點外,最大優(yōu)勢在于計量精度較高,重復性好,可以作為核查流量計使用。標準孔板節(jié)流裝置已在國內(nèi)外廣泛采用,對于計量的穩(wěn)定性以及日常計量管理、維護等方面保證,且不需要進行實流檢定及校準。

3.2.2 核查流量計的選擇

GB/T 18603—2014要求A級計量系統(tǒng)需具備流量計核查比對功能,核查流量計通常與標準流量計串聯(lián),通過二者計量結(jié)果進行實時監(jiān)控、比對,以判斷標準流量計工作的可靠性。為避免同一物理因素的影響標準流量計與核查流量計的計量準確性,通常核查流量計的類型及原理應與標準流量計不同。

目前，超聲波流量計已在國內(nèi)長輸管道廣泛使用,西氣東輸一線、二線和三線，忠武線，陜京一線和二線，中貴線，中緬線等大型輸氣管道上都采用超聲波流量計作為貿(mào)易結(jié)算用表。在不受噪音干擾的情況下,超聲波流量計具有長期穩(wěn)定性,從原理上可作為核查流量計。

3.2.3 物性參數(shù)測量儀表的選擇

天然氣物性參數(shù)的獲取,主要包括：在線氣相色譜分析法[23]、實驗室(離線)色譜分析法和賦值計算法[24-25]等三種方法。根據(jù)三種方法特點,目前國內(nèi)天然氣貿(mào)易計量站物性參數(shù)儀表配置建議如下。

1)在線氣相色譜分析法具有實時性、有效性的優(yōu)點,能直接獲取介質(zhì)組分,并通過計算實時獲取相關物性參數(shù),但成本相對較高,因此建議在氣源復雜、組分變化大和測量要求高的站場采用。

2)實驗室(離線)色譜分析法需人工分析計算,成本相對較低,但缺乏實時性,適用于氣源單一,氣質(zhì)組分變化不大的站場。

3)賦值計算法無需其他設備,直接利用上游站場的物性參數(shù)進行能量計量,僅適用于單一氣源，且上游具備在線組分分析能力的站場。

3.2.4 流量積算設備的選擇

天然氣標準流量通常由工況流量與多個物性參數(shù)進行補償運算，并經(jīng)時間累積獲得。獲得方法包括:一是站控計算機按相關標準算法編制的流量計算軟件;二是專業(yè)流量計算機。目前，國內(nèi)外天然氣貿(mào)易計量中,兩種方式均有使用,具體對比見表5。

表5 流量積算方法對比表

由表5可見,考慮到流量計作為智能儀表,可根據(jù)相關采集參數(shù)進行設備自診斷,建議對所有流量計配置專用流量計算機進行累積計算,同時借鑒天然氣貿(mào)易交接站場通用做法,針對多個流路考慮熱備流量計算機以確保計量安全性,避免因單個流量計算機故障而影響多個用戶的貿(mào)易交接計量。

3.2.5 其他配套儀表的選擇

1)溫度、壓力、差壓測量儀表可選用智能變送器,其不確定度應滿足GB/T 18603—2014計量系統(tǒng)配套儀表準確度要求。

2)為滿足供需雙方對氣體質(zhì)量的貿(mào)易交接要求,可按相關標準設置水露點分析儀、烴露點分析儀、H2S(總硫)分析儀。

3.3 計量站場能量計量改造方案

根據(jù)國內(nèi)天然氣貿(mào)易計量站場氣相色譜分析儀配置情況,開展能量計量改造時，需對現(xiàn)有站場全線氣相色譜分析儀、流量計算機、站控系統(tǒng)及管道調(diào)度中心進行優(yōu)化和改造。根據(jù)輸氣管道站場的間距和氣源位置進行新增、更換氣相色譜分析儀,使現(xiàn)有站場具備能量計量功能。同時對專業(yè)流量計算機進行改造,使其具備能量計量數(shù)據(jù)計算、顯示和輸出功能,對站場控制系統(tǒng)、管道調(diào)度中心站控系統(tǒng)進行擴容改造,增加能量計量畫面和數(shù)據(jù)顯示,用于能量計量數(shù)據(jù)的實時傳輸、監(jiān)測和管理。

氣相色譜分析儀取樣接口應安裝在站內(nèi)計量系統(tǒng)的入口、進站管線或出站管線處,同時應考慮當前氣源注入、正輸和反輸?shù)裙r需求。在輸氣管道首站、新氣源接入計量站、分輸量接近或超過10×104Nm3/h的計量站,供需雙方在合同中約定需要設置的計量站,建議設置在線氣相色譜分析儀。

4 結(jié)論

1)目前，國內(nèi)天然氣能量計量的標準規(guī)范、技術(shù)已成熟,通過選擇合理站場進行氣相色譜分析儀及流量計算機配置,即可實現(xiàn)能量計量功能,實現(xiàn)天然氣貿(mào)易交接計量的公平性。

2)由于能量計量改造涉及的站場多、地域跨度大,建議按區(qū)域進行集中改造、合理安排改造計劃，盡量減少對輸氣以及對下游用戶的影響。

3)考慮到天然氣管網(wǎng)的復雜性及在線氣相色譜分析儀配置情況,短期內(nèi)很難準確計算出整個天然氣管網(wǎng)能量值,建議天然氣管網(wǎng)的內(nèi)部運行、輸送損耗核算等仍采用體積計量方式。

4)建議進一步對天然氣組分賦值計算方法、原則等進行研究,獲得適用于中國國情的組分、發(fā)熱量賦值方法。