關于天然氣能量計量改革相關問題的探討

孫祥太

(中原油田分公司 油氣儲運中心，河南 濮陽 457001)

1 能量計量的發展趨勢

天然氣計量計價主要有3種方式，即體積計量、質量計量和能量計量.然而，國內外在天然氣的計量方式上并不統一，我國天然氣計量主要為體積計量，采用將工況條件下的體積流量值換算成標準參比條件下的體積流量進行結算，體現了單位時間內流過管道橫截面的體積量的多少，但由于不同氣源下的天然氣組分各不同，同樣體積的天然氣燃燒后產生的熱量就會不一樣.質量計量只體現了單位時間內流過管道橫截面的天然氣的質量，質量相同、組分不同的天然氣，燃燒后產生的熱量也會不一樣.因此，無論是體積計量還是質量計量都不能很好的反映天然氣貿易計量中的優質優價原則.但是，能量計量反映的是天然氣燃燒后所釋放的熱能，它是一種科學合理的計量方法，可以最好地反映天然氣作為燃料的特性.目前，它被廣泛用于天然氣國際貿易.

隨著我國經濟和石油與天然氣行業的強力發展[1]，天然氣儲運計量日益重要.當前我國進口天然氣管道陸續投產，全國天然氣骨干管網已基本形成，部分區域性天然氣管網逐步完善，非常規天然氣管道蓬勃發展，“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近外供”的供氣格局已經形成[2].隨著國家管網公司的成立，互聯互通工作將加速開展，能量計量勢在必行.特別是在2019年5月國家正式發布《油氣管網設施公平開放監管辦法》，要求“以能量作為貿易結算依據，暫不具備熱值計量條件的，應于本辦法施行之日起 24 個月內實現熱值計量”，將進一步推動能量計量的施行[3].由此帶來的改革問題及面臨的嚴峻挑戰不容忽視.

2 我國能量計量面臨問題

2.1 計量界面復雜多元

國家相關部門于2008年底發布了國家標準GB/T 22723—2008《天然氣能量測定》，并于2009年8月1日起正式實施.該標準認為，從生產商到最終用戶，天然氣有6個可能的能量測量界面.因為這個天然氣能量測量的界面基本上是根據國際標準“ISO 15112—2007”建立的，所以它主要反映了歐美的天然氣產業鏈及其貿易測量的交接方式，與我國實際有一些區別.

我國的天然氣產業鏈較為多元且復雜[4].在天然氣供應方面，既有國內陸上氣田生產的天然氣、海上氣田生產的天然氣，也有國外進口的管道氣及LNG；在輸送環節上，既有省際輸氣管網、也有省內輸氣管網和城市燃氣公司.國內氣田生產的天然氣除通過省內輸氣管網或區域輸氣管道銷售給工業用戶和城市燃氣公司外，也有通過省際輸氣管網直供工業用戶或者在省門站銷售給省內管輸公司，局部地區也存在氣體生產商直接銷售給城市燃氣公司，然后由跨省輸氣公司、省內輸氣公司或者城市燃氣公司經其配氣管網銷售給工業、居民和其他終端用戶.

根據調研結果，我國天然氣從生產商或儲氣庫到終端用戶之間的天然氣貿易交接至少有10個計量交接界面(如圖1所示).

圖1 天然氣產業鏈可能發生能量測定的界面

目前，由于我國石油行業的發展進程，天然氣產業鏈仍還是上游和中游整合運營，從廣義上講，界面1和界面2還屬于內部計量交接，不存在貿易交接.但隨著國家管網公司的成立，輸氣管道將從上游公司剝離，將實行獨立經營，上游和中游將不再屬于內部交接，因此以上10個界面都將是能量計量和貿易結算的界面.

2.2 影響計量準確性的因素增多

2.2.1 間接測量降低計量精度

根據國家標準GB/T 22723—2008《天然氣能量的測定》規定，能量測定采用基于時間變化的間接測定法,即天然氣能量值等于一段計算時間內氣體流量與高位發熱量的乘積.由此可見，能量測量屬于間接測量，需要分別測量氣體流量(即體積量)和該流量單元所產生的高位發熱量，中間參數相對增多，從而導致計量精度相對降低.

2.2.2 氣質取樣頻率影響計量準確度

如圖2所示，氣體的能量測定是根據隨時間而變化的氣體流量和發熱量決定，即分別為q(t)和H(t).在趨于無限小的時間段內，測定能量流量e(t)用微分表示為：

圖2 我國能量計量測定示意圖

e(t)=H(t)×q(t).

(1)

在時間t內，對上式進行積分，則獲得時間t0至tN內流過的氣體能量E(tN).

(2)

在一個趨于無限小時間間隔(Δt)，設定的發熱量H(t)可假定為一個常數HC，將t0至t1周期劃分為n個時間間隔以滿足上述假設，從而得出如下公式：

(3)

在實際的測量系統中，各時間間隔(Δt)內輸送的氣體量Q是以測量值形式直接產生的.由此，式(3)可以寫成：

(4)

式中：E(tN)—時間t0至t1內流過的氣體能量，MJ；HC，N—標準參比條件下氣體的發熱量，MJ/m3；QN—各時間間隔段(Δt)內輸送的氣體體積量，m3.

由此可見，時間間隔(Δt)的長短，即氣質取樣分析的間隔長短(即取樣頻率)將直接影響能量測定的準確度.

2.2.3 發熱量賦值偏差

天然氣發熱量有直接測定法和間接測定法兩種方式[5].直接測定法能夠直觀地反映出天然氣的實際發熱量，但是它對測量設備要求較高，操作過程復雜，不太適合大規模應用.我國現有的大口徑、長輸管網均未配備直接熱值測量設備，發熱量通常由在線的氣相色譜分析儀或通過離線的實驗室色譜分析儀測定[6]，然后將測得的數據通過狀態方程計算，從而間接獲得氣體的發熱量.目前,中石油及部分管道公司在A 級計量站(即輸氣量不小于50 000 m3/h)按照要求配置了在線氣相色譜分析儀.因此，在線氣相色譜分析儀所使用的標準氣體的準確度將影響氣體組分分析的不確定度，從而帶來發熱量的計算誤差[7].

對于大多數的B級計量站和C級計量站均沒有配置在線氣相色譜分析儀,而是采用就近數據賦值方法獲取氣體的發熱量.當發熱量測定點和體積測量點之間的氣體流向不變，且在能量測定期間，氣質組分變化以及發熱量測定點與流量測定點之間的輸送時間變化均較小時，對發熱量可采用就近發熱量固定賦值，即上游所測發熱量的平均值賦值給就近的計量界面.但在開放的輸氣管網中，界面處的氣體組分、生產工藝、粉塵量等都存在著不同的變化，賦給某個界面的數據不能完全代表通過該界面的氣體，因此采用就近數據賦值獲取發熱量時存在一定的偏差.

2.3 基準門站價格的制定

計量方式的改變勢必帶來計價方式的改變.天然氣能量計量的改革將不可避免地導致天然氣計價方式由體積計價改為能量計價的轉變，涉及到天然氣產業鏈各個環節的切身經濟利益，也是改革能否成功的關鍵.因此為確保計價方式改革的順利進行，在科學合理的前提下，應盡量保持天然氣價格基本穩定.

能量價格的制定，一種簡單實用的辦法，就是將當前的天然氣體積價格除以對應的單位體積發熱量[8]，用公式表示為：

Pe=PV/Hg.

(5)

式中：Pe—能量價格，元/MJ；Pv—當前的體積價格，元/m3；Hg—單位體積發熱量，MJ/m3.

我國各油氣田生產的天然氣發熱量各不相同，以中石油各油田為例，高位發熱量最小為33.23 MJ/m3,最大為42.21 MJ/m3,與國內煤層氣、國外進口的管道氣以及液化天然氣之間也存在差異，而且各類氣源的生產量及其在總量中的所占的市場份額每年都在發生變化，因此很難計算出我國天然氣的平均發熱量值[9].在國家標準GB 17820—2012《天然氣》中，天然氣分為3類，并分別制定了高位發熱量的最低下限.但是，如果將這3類天然氣的最低發熱量(31.4 MJ/m3)用作我國天然氣的基準發熱量，則不適合能量計量改革的需要.首先，由于3類天然氣的最低發熱量太低，與實際的平均發熱量存在一定差距；其次，由于我國生產的天然氣高位發熱量一般都在36 MJ/m3以上，計價方式的轉換將帶來天然氣價格的大幅上漲，不能達到改革所要的目的.因此，能量計量基準門站價格的制定還需要深入細致的調查研究.

2.4 成本問題不容忽視

由體積計量向能量計量的轉換，勢必帶來大量終端計量儀器儀表的改換[10].在氣體生產及管輸環節，為了盡可能的取得真實的管道氣質組分，需要在相應界面之間，加密在線色譜分析儀的數量.在城市燃氣領域，貿易交接較多，涉及到不同的用戶、覆蓋界面更廣，儀器儀表的改造成本相對較大，同時需要根據不同的工業用戶、居民用戶的熱值需求，制定不同的管理辦法及交接協議，以便更順利完成貿易交接.

3 解決思路

3.1 優化配置氣質分析設備

天然氣的發熱值與氣質組分密切相關.由于天然氣管網設施互聯互通的加速實施，不同界面接入、不同氣源、不同氣質組分以及氣質的混合程度不一，導致了天然氣組分很難在時間和空間上保持一個恒定的組分值.為了盡可能的取得真實的管道氣質組分，需要在相關界面加密在線氣體色譜分析儀的數量.同時根據貿易計量交接的需要，考慮就近原則、統籌兼顧，優化氣質組分采樣點，合理配置氣體色譜分析儀，以便于取得更加真實的管道氣質組分，從而獲得更加精確的發熱值.

3.2 探索發熱量直接測定

發熱量的直接測定主要采用熱值儀，通過燃燒一定量的氣體可以直接獲得氣體的發熱量.目前國內已有相關公司開始了熱值儀地研發與應用[11].通過研究氣體發熱量直接測定方法將有效地避免間接測量帶來的誤差，更直觀的反映氣體的發熱值，也是氣相色譜間接測定法的驗證和補充.

3.3 建立天然氣能量計量系統性能評價標準

目前我國對體積流量計、在線氣相色譜分析儀、各類變送器等影響計量準確度地關鍵設備均制定了相應的檢定規程[12]，但用于能量計量的相關數據采集分析設備尚未完善，因此為確保各類數據的準確性和可靠性，應盡快制定適應天然氣能量計量系統的性能評價標準.明確能量計量的方式、計量單位、相關設備的檢定標準、天然氣基準發熱量、天然氣價格、管輸費的轉換方式以及特殊情況下的補償方法等問題，為能量計量改革保駕護航.

3.4 建立滿足能量計量要求的天然氣分析用氣體標準物質體系

目前,已有的用于天然氣分析用的含十一組分的一級氣體標準物質僅有3種,在準確度水平、濃度覆蓋范圍和種類上，與國際相比存在一定的差距，遠遠不能滿足天然氣工業多氣源、多品種天然氣溯源的需要[13].因此，建議在正式實施天然氣能量計量之前,對氣體標準物質進行研究，形成高水平的天然氣分析用氣體標準物質制造技術，研發高精確度的國家一級多組分氣體標準物質,不斷健全完善我國現有的天然氣分析用氣體標準物質體系，從而提高能量計量的準確度.

3.5 選擇部分管網，先行先試

天然氣計量改革涉及面廣、環節多，各層面需要緩沖期，可以選擇有代表性、標志性或者具有一定封閉性的管網作為試點，例如，在重要的省際天然氣管道，管理成熟、長期運行的管道或者計量界面較少、相對封閉的輸氣管網，率先進行改革，積累管理經驗并暴露相關問題，為全面推廣能量計量奠定基礎.

4 結 論

(1)隨著國家管網公司的成立，無論是國內陸上天然氣、近海天然氣還是國外進口的管道氣以及LNG，都將進入統一的國家天然氣管網，管輸逐漸分離，作為各相關方十分敏感的計量貿易交接系統、能量計價體系，其改革的成敗將直接決定著我國天然氣體制改革的進展和成效.

(2)我國天然氣能量計量體系尚未完善，雖取得了一些成果，但在發熱量量值溯源體系建設、計量站設備配置及維護保養、關鍵設備的校準與檢定、發熱值性能評價以及運行管理等方面還需進行科學研究.

(3)應在穩定市場的前提下采取循序漸進、分步推進的辦法實施，明確時間表，給各層面一定的緩沖期，短期內對于阻力較大但又熱值穩定的界面，可探索“體積計量、熱值計價”的解決方式.