天然气能量计量设计关键技术研究

贾晓林 黄杨挺 吴凯骐 徐 刚

中国石油工程建设有限公司西南分公司, 四川 成都 610041

0 前言

作为全球第一大天然气进口国、第三大天然气消费国,天然气在中国能源体系中的地位举足轻重。由于中国油气干线“一张网”布局的初步形成,国内天然气管网建设正朝着逐步完善的方向发展[1-2]。随着中亚、中缅、中俄、进口LNG等新气源的引进，国内新气田的不断开发和非常规气源的有效补充,传统单一气源长期使用的局面已发生不可逆的改变[3-4]。气质条件的改变必然导致天然气发热量发生变化,为了更好地体现贸易优质优价、公平公正的原则,计量改革应与时俱进,计量理念应步入新的里程碑,在天然气贸易交接计量中推行能量计量势在必行。

国外大多数国家在天然气计量方面已采用能量计价方式(美国、加拿大、西欧各国、中东及亚洲大多数国家),且已形成较成熟和完善的管理、运行体系。目前仅中国、俄罗斯及部分东欧国家在天然气贸易计量方面仍采用体积计量方式[5]。近年来,中国在能量计量领域开展了大量的研究工作[6-7],先后制定了GB/T 18603—2014《天然气计量系统技术要求》[8-9](以下简称GB/T 18603—2014)、GB/T 22723—2008《天然气能量的测定》(以下简称GB/T 22723—2008)[10]和Q/SY 1447—2011《输气管道计量导则》(以下简称Q/SY 1447—2011)等标准,对能量计量方式、能量测定方式提出了要求。但由于中国天然气贸易计量以体积计量方式为主[11],能量计量处于有标准未实施状态。2019年5月24日,中国国家发展和改革委员会等四部委联合发布《油气管网设施公平开放监管办法》，明确规定了中国推行天然气能量计量计价体系的时间表(即通知发布之日起24个月内)。

本文从设计角度出发,通过对国内外天然气能量计量法规、标准及关键技术进行调研,分析了相应标准、规范的适用性,同时针对中国开展天然气能量计量存在的问题及现状进行分析,提出了国内各站场天然气能量计量改造中的关键设计问题,为今后开展相应设计工作提供了技术基础。

1 天然气能量计量研究必要性

中国天然气计量技术研究始于20世纪80年代,GB/T 18603—2014和GB 17820—2012《天然气》等基础标准的形成,丰富了中国天然气贸易计量管理体系,为保证中国天然气计量尤其是贸易交接计量中的公平公正、安全有效做出了重要贡献。但由于天然气管网基本上由中国石油、中国石化企业内部建立和运营,运营成本多为企业内部核算,前期天然气贸易计量均采用体积计量方式。随着越来越多气源引进、新气田不断开发,国家管网公司的成立,以及国际市场普遍以能量计量方式进行天然气贸易结算,传统体积计量不能体现不同气源之间的热值差异[12],已不适应目前综合气源。

1)根据调研高位发热量结果,目前国内天然气的高位发热量主要维持在33.23～44.92 MJ/m3之间,最小发热量与最大发热量之间相差达35%。气体的高位发热量在不同时期也可能存在较大差异[13-14],以中俄东线为例,其发热量为36～38 MJ/m3,最小发热量与最大发热量之间相差可达5.6%。从公平公正角度出发,在天然气贸易交接计量中采用能量计量才能更准确体现天然气的实际价值。

2)随着天然气勘探开发的快速发展,中国油气干线“一张网”逐渐形成,各管网之间的天然气相互调配日渐频繁,为了不致于引起交易各方的经济纠纷[15-16],开展能量计量是维护公平、公正天然气贸易交易的必要。

3)为满足国家发改委提出的能量计量时间要求,完善中国天然气能量计价体系的基础就是对现有计量站场开展能量计量技术改造,达到能量计量的软硬件条件。

基于上述内容,实施能量计量是天然气贸易交接计量发展的必然趋势,也是维护公平、公正天然气贸易交易的必要条件。

2 天然气能量计量研究现状

2.1 天然气计量方式

2.1.1 体积计量

在标准参比条件下以单位时间内通过的气体体积进行计量。该方法在国内外应用非常成熟,且为目前国内采用的最常用天然气贸易计量交接方法,其准确度主要取决于计量设备。

2.1.2 质量计量

天然气的体积受温度、压力、压缩因子等诸多因素的影响,尽管采用多种温度、压力补偿措施,仍对测量准确度存在较大影响。因此，通过质量流量仪表直接测定天然气质量流量,其计量准确度不受压力、温度、黏度、密度等影响。该方法准确度高、量程比大、安装简便；但压损较大、信号控制与处理难度较大,且体积大、价格较高。

2.1.3 能量计量

GB/T 22723—2008中将天然气能量测量分为直接测量法和间接测量法。直接测量通过燃烧法,直接测定恒定流速的天然气燃烧时所释放的能量,该方法尚处于研究试用阶段。目前，天然气能量测量普遍采用的方法是以GB/T 11062—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/T 11062—2014)为基础开展的间接测量法,通过传统方法分别获得天然气的体积流量(或质量流量)和体积发热量(或质量发热量),根据GB/T 11062—2014中天然气能量计算公式获得。

(1)

式中:E(tn)为天然气的能量,MJ;e(t)为天然气的能量流量,MJ/h;q(t)为天然气标准状态的体积流量或质量流量,m3/h或kg/h;H(t)为天然气高位发热量,MJ/m3或MJ/kg。

2.2 天然气能量计量标准体系

围绕天然气能量计量技术的发展需求,国际标准化组织ISO、欧洲标准化组织、国际法制计量组织OIML相继发布了一系列重要标准与规范[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,规范了天然气能量计量的技术要求。目前欧盟国家以EN 1776为主要标准,美国以美国天然气协会(American Gas Association,AGA)5号报告AGA Report 5—2009 Natural Gas Energy Measurement为主要标准开展能量计量,其他国家主要以国际标准化组织ISO或欧美的标准为依据开展相关工作。

20世纪末,中国石油各大研究机构针对天然气能量计量,开展了大量的基础研究工作,取得了较大成果。2003年全国天然气标准化技术委员会成立“天然气能量测定标准化技术工作组”,2008年发布GB/T 22723—2008；同时根据国际接轨要求,制定了GB/T 18603—2014、Q/SY 1447—2011等。中国能量计量标准化体系与国外相关标准对应情况见表1。

表1 中国能量计量标准化体系与国外相关标准对应表

2.3 气相色谱分析仪配置现状

为了解国内天然气贸易交接计量现状,以国家管网旗下5家管道公司为例进行调研,共调研28个站场,见表2。目前，国家管网旗下天然气贸易交接普遍采用体积计量方式,管道沿线首站、转供站、部分输量较大分输站等均已安装在线气相色谱分析仪,具备能量计量硬件改造条件。

目前,国内各管道公司贸易计量站场气相色谱分析仪的配置、应用及安装位置等存在以下问题:部分具有多气源站场的气相色谱分析仪安装位置仅能测量不同气体混合前的组分,无法测量混合后的气体组分;部分气相色谱分析仪运行多年,无法正常工作,处于停用或故障状态;上游站场组分给下游站场进行组分赋值的路由缺乏统一标准、统一方法;部分分输量较大的站场未安装分析色谱分析仪。

3 天然气能量计量站场设计要求

3.1 工艺流程方案

GB/T 18603—2014根据标准参比条件的设计能力,将天然气计量站的计量系统分为四档等级，见表3。四档等级分别为:100～1 000 m3/h、1 000～10 000 m3/h、10 000～100 000 m3/h 和>100 000 m3/h。同时将计量系统的准确度等级划分为A级、B级和C级三档。其中A级计量系统应具备流量计核查比对功能,安装在线气相色谱分析仪测量在线发热量与气质;B级和C级计量系统根据测量要求、工艺及场地条件,尽量使B级计量系统具备流量计核查比对功能,可采用离线色谱仪或发热量赋值方法获得气体发热量。

表3 不同设计能力计量系统分级和配置要求表

根据调研情况,中国计量站普遍以标准孔板、超声或涡轮流量计作为天然气贸易交接流量计,具体工艺流程可分为三类[21-22]。

3.1.1 上游超声+下游超声

上游超声+下游超声流程见图1,国内天然气贸易计量站自西气东输工程开始广泛采用,充分结合了流量计检定规程和国家石油天然气大流量计量站各分站检定能力,满足计量系统的基本功能,具备在线实时核查比对功能、并可选择设置在线实时流量检定或校准接口。

图1 上游超声+下游超声流程图Fig.1 PFD of upstream ultrasound and downstreamultrasound flowmeter

3.1.2 上游超声+下游孔板

当现场计量管路直管段长度满足两套流量计串联的要求,或者场地条件满足串联改造条件时,采用上游超声+下游孔板流程,见图2。目前主要为中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司各贸易计量站采用。

图2 上游超声+下游孔板流程图Fig.2 PFD of upstream ultrasound and downstreamorifice plate flowmeter

3.1.3 上游孔板+下游超声

该类流程主要用于计量系统改造,将一备一用计量装置中的其中一路孔板计量管路改为超声计量管路,再将其上游与另一路孔板计量管路的下游串联,形成具备核查功能的上游孔板+下游超声计量管路,见图3。同时,不影响现有流程输气功能。目前主要为中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司各天然气贸易计量站采用。

图3 上游孔板+下游超声流程图Fig.3 PFD of upstream orifice plate and downstreamultrasound flowmeter

3.2 计量仪表选型方案

3.2.1 贸易交接流量计的选择

目前，国内常用天然气贸易交接计量的流量计主要包括:标准孔板节流装置、超声波流量计和涡轮流量计,具体性能特性参数见表4。

表4 三种贸易交接流量计性能特性参数表

由表4可见,三种流量计性能指标均满足GB/T 18603—2014对于A级、B级计量系统计量仪表准确度的要求,但从适用范围、维护工作量、核算贸易输差、使用情况等方面分析,涡轮流量计适用于小口径、小流量场合,且对介质洁净度要求较高,操作流程相对复杂。超声波流量计作为新型智能型仪表,已经在国内外天然气贸易交接计量场所广泛应用,除量程比大、无压损和双相测量等优点外,最大优势在于计量精度较高,重复性好,可以作为核查流量计使用。标准孔板节流装置已在国内外广泛采用,对于计量的稳定性以及日常计量管理、维护等方面保证,且不需要进行实流检定及校准。

3.2.2 核查流量计的选择

GB/T 18603—2014要求A级计量系统需具备流量计核查比对功能,核查流量计通常与标准流量计串联,通过二者计量结果进行实时监控、比对,以判断标准流量计工作的可靠性。为避免同一物理因素的影响标准流量计与核查流量计的计量准确性,通常核查流量计的类型及原理应与标准流量计不同。

目前，超声波流量计已在国内长输管道广泛使用,西气东输一线、二线和三线，忠武线，陕京一线和二线，中贵线，中缅线等大型输气管道上都采用超声波流量计作为贸易结算用表。在不受噪音干扰的情况下,超声波流量计具有长期稳定性,从原理上可作为核查流量计。

3.2.3 物性参数测量仪表的选择

天然气物性参数的获取,主要包括：在线气相色谱分析法[23]、实验室(离线)色谱分析法和赋值计算法[24-25]等三种方法。根据三种方法特点,目前国内天然气贸易计量站物性参数仪表配置建议如下。

1)在线气相色谱分析法具有实时性、有效性的优点,能直接获取介质组分,并通过计算实时获取相关物性参数,但成本相对较高,因此建议在气源复杂、组分变化大和测量要求高的站场采用。

2)实验室(离线)色谱分析法需人工分析计算,成本相对较低,但缺乏实时性,适用于气源单一,气质组分变化不大的站场。

3)赋值计算法无需其他设备,直接利用上游站场的物性参数进行能量计量,仅适用于单一气源，且上游具备在线组分分析能力的站场。

3.2.4 流量积算设备的选择

天然气标准流量通常由工况流量与多个物性参数进行补偿运算，并经时间累积获得。获得方法包括:一是站控计算机按相关标准算法编制的流量计算软件;二是专业流量计算机。目前，国内外天然气贸易计量中,两种方式均有使用,具体对比见表5。

表5 流量积算方法对比表

由表5可见,考虑到流量计作为智能仪表,可根据相关采集参数进行设备自诊断,建议对所有流量计配置专用流量计算机进行累积计算,同时借鉴天然气贸易交接站场通用做法,针对多个流路考虑热备流量计算机以确保计量安全性,避免因单个流量计算机故障而影响多个用户的贸易交接计量。

3.2.5 其他配套仪表的选择

1)温度、压力、差压测量仪表可选用智能变送器,其不确定度应满足GB/T 18603—2014计量系统配套仪表准确度要求。

2)为满足供需双方对气体质量的贸易交接要求,可按相关标准设置水露点分析仪、烃露点分析仪、H2S(总硫)分析仪。

3.3 计量站场能量计量改造方案

根据国内天然气贸易计量站场气相色谱分析仪配置情况,开展能量计量改造时，需对现有站场全线气相色谱分析仪、流量计算机、站控系统及管道调度中心进行优化和改造。根据输气管道站场的间距和气源位置进行新增、更换气相色谱分析仪,使现有站场具备能量计量功能。同时对专业流量计算机进行改造,使其具备能量计量数据计算、显示和输出功能,对站场控制系统、管道调度中心站控系统进行扩容改造,增加能量计量画面和数据显示,用于能量计量数据的实时传输、监测和管理。

气相色谱分析仪取样接口应安装在站内计量系统的入口、进站管线或出站管线处,同时应考虑当前气源注入、正输和反输等工况需求。在输气管道首站、新气源接入计量站、分输量接近或超过10×104Nm3/h的计量站,供需双方在合同中约定需要设置的计量站,建议设置在线气相色谱分析仪。

4 结论

1)目前，国内天然气能量计量的标准规范、技术已成熟,通过选择合理站场进行气相色谱分析仪及流量计算机配置,即可实现能量计量功能,实现天然气贸易交接计量的公平性。

2)由于能量计量改造涉及的站场多、地域跨度大,建议按区域进行集中改造、合理安排改造计划，尽量减少对输气以及对下游用户的影响。

3)考虑到天然气管网的复杂性及在线气相色谱分析仪配置情况,短期内很难准确计算出整个天然气管网能量值,建议天然气管网的内部运行、输送损耗核算等仍采用体积计量方式。

4)建议进一步对天然气组分赋值计算方法、原则等进行研究,获得适用于中国国情的组分、发热量赋值方法。