天然气管网能量计量计价体系建设探讨

天然气能量计量计价是公平开放天然气管网的需要.为在天然气体制改革中形成"X+1+X"天然气市场体系,构建合理完善的天然气能量计量计价评价体系,根据当前计量计价的应用现状和能量计量的理论基础,从管网运行的特点和规律出发,通过在天然气管网增设20台气相色谱分析仪,采用发热量赋值的计算方法设计,创新研究了天然气能量计量计价的...     

中国天然气能量计量体系建设探讨

"十三五"期间,中国天然气工业高速发展,已形成国产常规气、非常规气(页岩气、致密砂岩气、煤层气等)、煤制天然气、进口液化天然气、进口管道气等多元化的供销格局,气源高位发热量范围介于34～43 MJ/m~3,不同气源发热量差值最大超过20%。2019年5月24日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》,要求于该办法施行之日起24个月内建立天然气能量计量计价体系。为了加快我国天然气能量计量体系的建设步伐,综述了量值溯源、能量计量标准等方面的中国天然气能量计量体系建设成就,分析了在天然气流量计量技术,发热量测定技术,量值溯源,能量计量关键设备国产化、智能化及应用技术,基于大数据分析的天然气管网能量平衡技术,多气源下的质量跟踪与监控技术,能量计量标准体系,以及新能源检测与计量技术等方面的需求,并提出了中国天然气计量发展对策。研究结果表明:(1)中国天然气能量计量体系基本满足实施天然气能量计量的要求,但与国际领先水平相比在高水平流量计(0.5级)的检定与应用、高准确度气体标准物质、发热量基准装置的水平、计量标准体系等方面还存在着差距,需要进一步提升;(2)中国要加快能量计量关键设备国产化、智能化技术的研究和应用;(3)天然气管网应建立计量核查方法和基于大数据分析的能量平衡系统、多气源下的质量跟踪与监控系统,以实现优于0.10%的国际领先水平的天然气管网能量输损指标;(4)为规模化应用氢能源和生物能源,实现氢气、生物甲烷与天然气的混输,应开展掺氢/生物甲烷天然气检测与计量新技术及其标准化方面的研究工作。     

基于运行仿真的多气源环状管网能量计量方法研究

目的 天然气能量计量的对象是其完全燃烧后产生的总热量,通常采用体积计量值与体积发热量相乘的方法确定天然气的能量值,而体积发热量取决于天然气的组成,即天然气中各组分的摩尔分数。多气源管网中天然气的组成通常随空间位置和时间变化,故管网的每个计量站都需要确定不同时刻输入或输出本站的天然气的体积发热量。国内长输管道的A级计量站均配置了在线气相色谱仪,可以分析天然气发热量,B级和C级计量站可使用仿真方法为天然气发热量赋值,从而降低配置气相色谱仪的投资与运行维护费用。方法 依据面向能量计量的管网仿真理论基础,针对某多气源环状管网,分别使用TGNET和SPS仿真软件建立了具有天然气组分跟踪与发热量计算功能的运行仿真模型。为提高仿真结果准确性,基于历史运行数据校准了仿真模型的管段输气效率这一关键参数。结果 分别应用TGNET和SPS模型对该管网持续48 h的历史运行过程进行了动态仿真,TGNET模型的发热量仿真结果与历史记录值的偏差在0.3%以内。结论 基于运行仿真的多气源环状管网能量计量是一种可行的方法,研究成果为国内天然气能量计量的实施和推广提供了一种可操作的方法。     

多气源天然气热值赋值系统开发与应用

针对在线色谱设备短缺、能量计量不足的问题,以天然气水力计算、组分计算和发热量动态赋值方法为基础,开发了天然气发热量动态赋值的多气源混合天然气热值赋值系统。该系统应用软件对实际管网进行模拟计算,并与实际计量数据对比。结果表明,压力最大误差为0.198%,温度最大误差为0.47℃,低位体积发热量的最大误差为0.208 9%,高位体积发热量的最大误差为0.027 63%,管存量的最大误差为0.921%。该系统有助于无计量设备或计量设备精度不足的情况下实现发热量的精确赋值,推动能量计量的实施。     

��Ȼ�������������йط�������

目前，我国大规模交接计量基本上都使用体积计量，为使我国商品天然气的交接计量与国际接轨，正准备由体积计量向能量计量过渡。章主要阐明了有关过渡方面的5个问题：（1）实施天然气能量计量并非单纯计量技术的进步；（2）发热量准则是体现能量计量科学上准确性的基础；（3）目前国内外普遍采用计算法确定发热量，我国今后在能量计量中也将采用此法，但必须以直接法为基准进行校核后才能制定相应标准；（4）实施天然气能量计量涉及多种在线测定仪器，目前我国基本上依靠进口，也缺乏现场使用经验，对此应及时做好准备工作；（5）应根据我国的法令，法规及时完善有关能量计量的标准体系。     

天然气能量计量标准化——天然气计量改革势在必行

天然气贸易交接计量的方式分能量计量和体积(质量)计量两种,体积计量只反映了天然气的体积量,而没有反映天然气中含有多少可以利用的热值,不能充分体现天然气按质论价、优质优价的市场商品交易原则,不利于科学合理地利用有限的天然气资源,对供需双方都是不公平的.天然气含可燃烧的烃类物质越高,所含的单位天然气热值就越高,价值也越高;反之,所含的热值就越低,价值也越低.能量计量直接反映了天然气的价值.为了更好地促进国际贸易,实现长距离输送天然气的经济价值,从科学、公平、合理的角度出发,实施能量计量,与国际接轨,这是我国天然气工业健康发展的必由之路.     

天然气能量计量体系在中国的建设和发展

天然气贸易交接中的计量方式通常有三种,即体积计量、质量计量和能量计量。由于能量计量反映的是天然气的热能,作为最能反映其燃料特点的一种合理和科学的计量方式,在天然气国际贸易中被广泛采用。然而,中国目前尚普遍采用以体积流量作为贸易结算的依据。2008年12月31日,中国国家标准化管理委员会发布GB／T22723—2008《天然气能量的测定》国家标准,并于2009年8月1日起正式实施。依据GB／T22723—2008在实施范围和对象、能量计量方法、标准参比条件和能量计量体系方面的要求,深入分析中国天然气能量计量体系在天然气能量计量标准体系、能量计量相关设备的配置和性能评价、体积流量和发热量量值溯源链、标准参比条件和结算单位等方面的建设现状,并通过3个天然气长输管道A级计量站天然气能量计量技术的应用实例,（该3个A级计量站发热量测定均达到了GB／T18603—2001《天然气计量系统技术要求》对A级计量站0．5％的不确定度水平要求）,表明中国已具备实施天然气能量计量的基础条件。为了进一步推动中国天然气能量计量体系的发展,本文还讨论了全面实施能量计量还存在的一些不足,提出当前最重要的是应尽快形成甲烷不确定度0．05％、其它少量组分不确定度0．5％的国家一级天然气分析用多组分（九元）气体标准物质,建立不确定度为0．25％的发热量直接9n,4定装置,达到ISO15971：2008〈天然气性质测定发热量和沃泊指数》规定的一级水平,完善天然气体积流量和发热量量值溯源链,制定天然气溯源标准和能量测定系统性能评价标准,促进天然气能量计量技术在中国的全面实施。     

天然气中C6+组成不同定量方式对发热量计算结果的影响

天然气的发热量是计算天然气能量的一项主要基础参数,其结果是否准确可靠对能量计量有着重要影响。采用气相色谱法分析天然气的组成,然后通过组成数据计算天然气的发热量是最常用的检测方法,而天然气中重烃组分含量（C_6~+组成）的准确分析又是影响发热量计算结果的重要因素。概述了分析C_6~+组成常用的几种定量方式,通过分析实际天然气样品,讨论比较了C_6~+组成不同定量方式对高位发热量的影响。结果表明：随着天然气中C_6~+含量的增加,不同定量方式对计算发热量结果有明显影响,当天然气中C_6~+摩尔分数大于0.1%时,不同定量方式获得高位发热量的最大偏差可达0.24%。提出了针对重烃含量较高的天然气,选择C_6~+组成定量方式的建议,其结论对我国未来实施天然气能量计量具有参考意义。     

靖边气田集气站放空系统运行分析

随着管输天然气和LNG进口量的增加以及国内气源气质复杂化局面的形成,我国天然气贸易按能量进行交接和结算的要求非常迫切。能量计量的基本原则要求,测定发热量的基准方法是燃烧法,是能量计量溯源的基础。重点介绍了国外发热量直接测量技术的最新进展、测量设备的基本原理和其达到的技术水平,比较了国内技术现状与国外水平之间的差距。介绍了发热量赋值模型的基本原理,以流体力学理论为基础,得到了长输管道在海拨高度变化情况下的流动时间计算公式。     

油气管网体制改革后天然气计量技术的发展分析

随着油气管网体制改革的深入实施,天然气产运销一体化格局被打破,上下游市场逐步开发,倒逼天然气计量方式方法发生改变,成为贸易各方关注的焦点。为确保参与天然气贸易交接的各方处于一个公平、公正的环境,油气管网分离后天然气交接计量方式将由体积计量转变为能量计量,相应有关天然气发热量、气质的技术指标、流量计的量值溯源和检定技术,以及现有天然气计量标准体系都将随之改变。通过调研国内外天然气计量技术现状,分析油气管网体质改革后天然气计量方式、仪表发展、溯源技术、标准体系的变化,对中国天然气计量技术发展的可能性进行了预测,为天然气贸易交接计量中的油气田企业、管道企业、用气单位等各方提供了技术参考。     

天然气物性的直接测定

天然气计量与天然的性参数的测定密切相关。国际标准化组织ＩＳＯ／ＴＣ１９３／ＳＣ２从１９９５年开始进行以仪器仪表直接测定天然气物性参数的标准化工作,包括压力、温度、密度、压缩因子、发热量等九项与天然气计量相关的物性参数,并已形成工作草案。我国近几年也逐步开始对天然气水露点、水含量、发热量等物性参数直接测定方法进行研究和标准化。文章扼要介绍了这些方法的原理、应用范围、仪器和条件、测定程序以及方法精密度     

天然气能量计量在我国应用的可行性与实践

天然气作为清洁能源的核心价值在于其供出的发热量。由于我国天然气贸易量逐年上升且随着GB/T 22723—2008《天然气能量的测定》正式实施,天然气交接将从体积计量方式逐步转向能量计量和结算。中国石油天然气股份有限公司于2011年开始在中国石油西南油气田公司建设天然气质量控制和能量计量重点实验室,致力于我国能量计量体系的建设和推广应用。为此,从设备配置和管理、检定规程、方法标准、标准参比条件、气体标准物质、体积流量,以及发热量直接测定量值量传溯源链等方面,深入分析了我国应用能量计量的可行性,并阐述了在西气东输一线和川渝管网的应用实践。结果表明:我国目前已基本具备了实施能量计量的技术条件,整体技术水平在不断提高,可初步满足能量计量应用要求;天然气分析用气体标准物质制备、发热量间接测定、流量原级标准装置水平有待进一步提高。最后提出了6个方面的发展设想来支撑天然气能量计量的全面实施。     

中国天然气按能量计价实施方案研究

中国实施天然气能量计价已势在必行,计量单位和计价方法的选择就显得十分重要,实施方案应具有可操作性。为此,在分析总结国内外能量计量单位的基础上,提出了符合中国国情的天然气能量计量单位（建议选用千瓦时）;参照国外天然气能量计价的方式,结合中国天然气计量和价格情况,提出了2种天然气能量计价方式（“能量计量、能量结算”和“能量计量、体积结算”）和5种计价方法（单位转换、全国统一热值单价、各气田或区域统一热值单价、天然气热值分类计价、天然气热值标准区间计价）,通过对比分析,按照简便、实用和平稳过渡的原则,建议采用“能量计量、能量计价”方式,单位能量价格可采取现行体积价格进行计量单位的形式转换。在此基础上,提出了天然气按能量计价的实施方案以及全产业链各个环节如何适应从按量（体积）计价向按质（能量）计价的过渡。最后提出了相应的措施建议。该天然气能量计价实施方案可为国家有关政府部门制定相关政策提供依据,也可为天然气生产供应企业、天然气销售和消费企业、广大天然气用户实施天然气能量计价提供认识指导。     

我国如何实行天然气能量计量和计价

我国是世界上为数不多的使用天然气体积计量和计价的国家,在当前我国天然气资源供应多元化、市场需求旺盛、天然气体制和天然气价格改革不断深入、市场化竞争格局正在形成的大环境下,实行天然气能量计量和计价比以往任何时候都更为迫切。为此,在阐述我国实行天然气能量计量计价紧迫性的基础上,分析了我国天然气采用能量计量计价在计量界面、计量方法、计量单位、气价转换和管道运价等方面所面临的问题,并提出了实行天然气能量计量计价的解决办法和实施路径。研究结果表明:(1)我国天然气正进入资源供应多元化和国际化、体制改革不断深化、天然气价格和天然气交易市场化发展的新时期,迫切需要改革我国传统的天然气体积计量计价方式,实行天然气能量计量计价;(2)实行天然气能量计量计价应基于我国天然气能量计量标准体系并结合天然气产业链实际,优选切实可行的能量计量界面和计量方法 ;(3)以焦耳作为能量计量单位,按国家发展和改革委员会指定的天然气热值进行天然气体积价格向能量价格转换;(4)天然气管道运输应统一实行能量计量计价;(5)我国天然气能量计量计价宜在试点先行的基础上,按直供工业用户、非居民用户、居民用户的顺序逐步推进。     

对国际标准ISO 10723:2012的认识与讨论

2012年修订发布的国际标准ISO 10723:2012《天然气分析系统的性能评价》与1995版有较大差异,了解和掌握该标准修订前后的技术差异和主要技术内容对于保障我国天然气能量测定的顺利实施具有重要的意义。为加快天然气大规模交接计量方式由传统的体积计量向能量计量过渡,我国已于2008年底发布了国家标准GB/T 22723—2008《天然气能量的测定》,但迄今未能对商品天然气管网系统中间接法测定天然气发热量的测量不确定度进行整体评估。为此,在了解ISO 10723:2012技术要点的基础上,对比分析ISO 10723:2012与ISO 10723:1995在推荐方法、仪器操作性能规定等方面的改进,探讨了平均校正系数的表达与计算,以及Monte—Carlo法(MCM)模拟的应用。结果表明:(1)与ISO 10723:1995相比,ISO 10723:2012在标准应用范围、MCM评估步骤、不确定度评估、误差设置等4个方面作出了重大改进;(2)根据ISO/IEC指南98-3阐明的原理提出平均校正系数计算式;(3)进入英国管网天然气的MCM模拟的平均误差介于-0.10~0.08 MJ/m~3,符合该国天然气准入协议规定。结论认为,应重视ISO 10723:2012附录B中以平均系数法评价气相色谱仪,并提出建议:(1)ISO 10723:2012对实施能量计量的A级计量系统MPE值规定为±1.0%;(2)在参比条件为15℃(燃烧)和15℃、101 325 Pa(计量)时,天然气组成中虚拟组分C6+按正己烷性质计算其发热量的工况条件下,最大允许误差为0.10MJ·m~(-3),最大允许偏差为0.025 MJ·m~(-3)。     

节流降温对天然气大流量计量检定准确性的影响与对策

天然气大流量计量站需要对进站介质进行流量、压力和温度的综合性调节以满足检定的要求,由此也带来了因节流降温和气源温度不稳定致使标准表示值失真的问题。为此,对典型天然气大流量计量站检定流程、气源条件等进行分析,研究温度变化对检定介质的物性影响及对检定管路热变形的影响,并计算温降所引起的检定误差值;同时,对气源进行复热处理以消除检定介质节流温降所带来的测量误差影响。研究结果表明:①温度变化影响天然气密度变化,由此介质每产生1℃的温降波动则会对检定结果带来0.045%的误差;②温度变化造成检定管道的热变形,介质温度每降低4℃则产生0.01%的相对误差;③有针对性地采用了一种电伴热管路和加热炉复合应用的天然气复热工艺,可有效减小计量仪表的测量误差。结论认为,检定介质温降变化对计量检定结果的准确评价造成的影响不可忽视,应进一步探索量传水平变化规律,采取准确控制温度变化的天然气复热工艺,以此来提高天然气贸易计量过程的稳定性和准确度。     

俄罗斯天然气产品测量、计量保障体系简介

为满足国内日益增长的天然气消费需求,我国政府已与土库曼斯坦等国家就引进天然气签订协议,未来还将从俄罗斯进口天然气。了解俄罗斯天然气产品测量及相关的计量保障体系,将有助于商务合同中有关技术协议的签订,保证引进工作的顺利开展,保护国家利益。为此,对俄罗斯天然气产品流量测量和质量测定的计量保障体系的基本情况做了比较全面的介绍,包括国家一级标准装置和标准物质、溯源链、方法标准、工作标准物质、测量仪器等,在此基础上提出了对俄罗斯天然气产品测量计量保障体系、标准、修订方面的几点认识,可为加快我国天然气产品测量标准体系的完善及与俄罗斯天然气产品测量体系的对比研究提供参考。