曾文平 常宏岗 罗 勤 王志学 李万俊 王伟杰 李跟臣

1.中国石油西南油气田公司天然气研究院 2.中国石油天然气集团有限公司天然气质量控制和能量计量重点实验室 3.中国石油天然气与管道分公司

0 引言

近年来，我国天然气供需矛盾突出，天然气对外依存度不断提高，将全球可利用的天然气资源纳入我国长期天然气供应安全框架，积极寻求和维护天然气进口来源及渠道，实施“多元化”战略，构建安全有效、结构合理的进口空间格局，对实现我国天然气长期供应安全战略目标具有重大意义[1]。2009年以来，我国相继建成投运了中亚、中缅和中俄东线天然气跨国管道，持续完善了我国天然气管网布局，保障了我国天然气多元化和用气的安全。

在跨国管道天然气贸易交接中，购销双方除了关注天然气价格外，还重点关注天然气质量要求和计量的准确可靠性[2]。从中亚管道到中缅管道，再到2019年12月投运的中俄东线天然气管道，双方在签订购销协议过程中始终围绕天然气的价格、质量和计量开展谈判，随着我国技术人员参与购销和技术协议谈判的深入，针对不同阶段的天然气管道项目，由当初中亚管道和中缅管道只签订购销协议，其中将关于质量分析和流量计量技术只作为购销协议的部分内容写入其中，再到中俄东线天然气管道既签订了购销协议，又签订了技术和计量协议等，对跨国管道天然气计量站中的质量分析和流量计量的相关内容进行了详细规定，保证了天然气流量计量更加准确可靠和天然气质量满足买方的要求，目前已签订的技术和计量协议已支撑中俄东线天然气管道计量站建设和运行[3]。由于中亚和中缅天然气管道签订协议中有关天然气计量技术的内容相对较少，而中俄东线计量协议规定内容完整、翔实，涵盖了天然气贸易交接计量涉及到质量分析和流量计量的诸多方面，具有较强的可操作性。因此，笔者主要以中俄东线天然气管道为例，总结了我国跨国天然气管道在质量分析和流量计量技术领域取得的成果以及对我国计量技术的启示。

1 中俄东线天然气管道概述

中俄东线天然气管道（以下简称中俄东线）走向如图1所示，起自俄罗斯东西北利亚，由布拉戈维申斯克进入我国黑龙江省黑河市，在黑龙江（俄方称“阿穆尔河”）过境。俄罗斯境内管道全长约3 000 km，俄罗斯境内管道叫“西伯利亚力量”，这条俄罗斯东部最大的天然气输送管道系统，西起恰扬金气田，一路向东，再往南，穿越黑龙江。除了恰扬金气田，位于伊尔库茨克地区的科维克金气田也正在建设之中，预计将于2023年初向“西伯利亚力量”管道输气。“中俄东线”国内部分在黑龙江黑河首站入境，一路由北向南，最终达到上海，我国境内段新建管道3 371 km，利用已建成管道1 740 km，现阶段，中俄东线将把俄罗斯天然气最终送到中国吉林省长岭县，并入中国现有的天然气管网。中俄东线中国境内段工程分北段、中段、南端分批核准，分期建设。按照规划，北段在2019年12月投产后，2020年计划引进50×108m3天然气。在2023年管道正常投产后，每年引进380×108m3天然气，将占到目前国内管道进口气量的一半以上，不仅在我国天然气整体“自西向东”的基础上增加了“北气南下”流向，进一步完善我国东部地区的天然气管网布局，而且将使得中国天然气市场与欧洲市场连接，以中国为中心的亚太市场重要性进一步提升，市场覆盖东北、华北、华东地区12个省区市。

图1 中俄东线天然气管道走向示意图

2 关注的质量与计量技术问题

2.1 质量分析

对于天然气质量分析技术的谈判，最终目的是保证天然气质量分析的准确可靠以及各检测项目满足购方对天然气质量的要求。由于天然气质量涉及经济利益和安全环保等问题，因此，确定天然气质量检测项目及其指标是跨国管道天然气贸易购销协议中最重要的内容之一，也是贸易双方谈判的重点和难点。谈判时双方关注的主要技术问题如图2所示，包括了天然气检测项目及其指标、取样系统、分析检测标准、在线分析设备、检测结果溯源性和质量保证措施等关键技术问题。表1展示了天然气质量分析技术谈判过程中关注的主要技术内容及其原因。

图2 天然气质量分析关注的主要问题要点图

表1 天然气质量分析谈判关注的主要技术内容及其原因表

2.2 流量计量

对于天然气流量计量技术的谈判，最终目的是保证天然气计量的准确可靠，以维护双方的经济利益。流量计量技术是双方签订技术和计量协议最重要的内容之一。由于其直接与每天结算的气款金额相关，因此，也是双方谈判的重点和难点。在谈判过程中，研究确定流量计量的不确定度，在此基础之上，对系统硬件技术指标、系统环境条件、流量测量方法、物性值确定方法、系统数据的管理控制方法、核查手段和计量性能评价等方面提出科学合理的技术要求，以充分保障流量计量不确定度的有效控制，并确保天然气流量测量的准确可靠。图3展示了双方谈判过程中关于流量计量技术关注的问题要点，包括采用的计量标准、流量计及辅助设施配置、计量管路布置、计量结果溯源性和计量保证措施等关键技术问题，表2展示了天然气流量计量谈判过程中关注的主要技术内容及其原因。

图3 天然气流量计量关注的主要问题要点图

表2 天然气流量计量谈判关注的主要技术内容及其原因表

3 质量与计量技术成果探讨

在我国签订的跨国管道天然气贸易协议中，相较于中亚和中缅天然气管道，中俄东线天然气管道的技术和计量协议，在天然气质量分析与计量技术方面取得的成果均有较大突破，确保了天然气贸易交接计量的公平公正，极大程度维护了国家利益。

3.1 明确采标原则

在“中俄东线”技术协议中规定，天然气流量计量和品质检测的程序和方法按照以下的采标顺序在计量协议中明确，具体采标顺序依次为：首先为国际标准（ISO），其次为俄罗斯标准（GOST或GOST R）或中国标准（GB或GB/T），第三为美国AGA标准，最后为美国ASTM标准和欧洲EN标准。在技术协议中明确了采标原则，对天然气计量协议中具体质量分析和流量计量的技术内容的讨论确定就有标可依，而且在计量站正式运行过程中，现场技术人员可根据相应的标准开展工作[5-6]。

3.2 质量分析技术

天然气质量分析技术取得的成果包括确定了天然气检测项目及其指标、在线分析仪配置、取样口设置、检测方法标准和分析结果溯源性及质量保证措施等方面的内容，满足了中俄东线计量协议规定的天然气质量分析的技术要求。

3.2.1 检测项目及其指标

我国强制性国家标准《天然气：GB 17820—2012》[4]，规定了天然气的检测项目和技术要求，在跨国管道天然气贸易谈判中，主要依据GB 17820的技术要求，并结合欧洲、北美和俄罗斯等国外天然气质量标准[7-9]，最终确定了天然气的质量检测项目和指标要求。表3列出了中俄东线天然气检测项目和主要指标要求，对于跨国管道天然气的质量要求，重点需关注高位发热量、硫化氢和水露点等几项涉及安全、环保和经济利益的气质指标，以充分保证买方获得更加优质的天然气资源。

高位发热量是评价天然气经济价值的重要指标，中俄东线规定天然气高位发热量不低于36.0 MJ/m3，达到GB 17820—2012[4]规定的一类气（36.0 MJ/m3）的技术要求，而高于GB 17820—2018[10]一类气（34.0 MJ/m3）的技术要求。天然气中硫化氢和总硫含量是关系到环保和管道安全运行的技术指标，中俄东线规定硫化氢含量为不大于6 mg/m3，达到GB 17820—2018一类气的技术要求，在国际上也是先进的技术指标。天然气的水露点是与管道安全运行和输送效率相关的技术指标，中俄东线管道按冬季和夏季规定了严格的水露点指标，确保了在极端环境条件下管道能安全运行。

表3 中俄东线天然气主要检测项目和指标要求表

3.2.2 取样口的设置

设置满足要求的取样口对获取有代表性的天然气样品至关重要[11]，中俄东线交接计量站在主管道上设置了3个独立的取样口，图4为中俄东线交接计量站取样口位置及在线分析设备配置示意图。低压取样系统用于气相色谱分析、硫化氢、总硫和氧含量分析的取样；高压取样系统用于水（烃）露点测定的取样；第3个取样口用于测定机械杂质含量的取样。其中低压取样系统和高压取样系统设计成可相互切换，当一路出现故障后（如取样探头堵塞），仍然可保证另一路可以取到样品用于各路仪器的分析。另外，在分析小屋内预留用于取离线分析样品的取样口。从取样口到进入计量间的取样管线均采取了加热保温措施，充分保证了天然气取样的代表性和在线分析仪器获取样品的合理性。

3.2.3 在线分析设备的配置

表4为中俄东线交接计量站在线分析设备配置情况，对用于主要检测项目，如高位发热量、硫化氢、水露点和烃露点的在线分析设备均配置为一主一备，既保证了随时对关键检测项目的分析结果进行核查比对，又确保了当主在线分析仪器出现故障时，仍然能够通过备用仪器及时提供在线分析气质数据[12]。在线分析设备配置如图4所示。

图4 中俄东线交接计量站取样口位置及在线分析设备配置示意图

表4 中俄东线交接计量站在线分析设备配置表

3.2.4 分析结果溯源保障

气体标准物质是天然气分析结果溯源性及准确可靠的基本保障[13-15]，中俄东线计量协议要求采用有证气体标准物质，标准物质中各组分的相对扩展不确定度规定为：甲烷不高于0.2%，乙烷、丙烷、氮和二氧化碳不高于1.0%，其他组分不高于2.0%。通过估算，采用计量协议规定的气体标准物质分析样品获得高位发热量相对扩展不确定度将小于0.20%（k=2），表5是采用中俄东线投产时俄方配置的气体标准物质计算的高位发热量的相对扩展不确定度和采用我国一级气体标准物质时计算高位发热量的相对扩展不确定度的比较结果。结果表明：采用我国一级气体标准物质计算高位发热量的相对扩展不确定度（0.44%）远高于俄方配置的气体标准物质计算的相对扩展不确定度（0.18%）。另外，由于我国二级气体标准物质中甲烷没有给出相对扩展不确定度，因此，采用该标准气体分析时对高位发热量的相对扩展不确定度可能比一级气体标准物质更大。当天然气贸易计量由体积计量转变成能量计量后，高位发热量是计算能量值的一项重要的基础参数，表5的对比结果表明，目前我国一级气体标准物质中甲烷的相对扩展不确定度有待进一步提高，才能最终获得相对扩展不确定度更小的发热量值。

表5 采用中俄东线计量协议与我国一级气体标准物质获得高位发热量结果的比较表

3.2.5 质量保证措施

中俄东线计量协议中对天然气分析结果的质量保证措施提出了详细的要求，包括仪器定期检定/校准、在线分析仪器在投用前进行功能确认、在线分析仪器自动标定或期间核查、对在线分析系统进行性能评价、采用有证气体标准物质等保证措施。另外，对于仪器出现故障后选取替代值也做了详细规定，即如果有冗余分析系统，在主要（运行）分析系统出现故障时，应使用冗余分析系统的检测值。如果没有冗余分析系统，可使用仪器故障前2 h的平均值作为替代值。详细规定这些质量保证措施，确保了天然气各质量参数分析结果的准确可靠。

3.3 流量计量技术

关于流量计量技术取得的成果，主要包括天然气计量系统指标要求、计量管路布置、流量计量溯源性、计量方法标准和流量计量保证措施等方面取得的成果，满足了中俄东线计量协议规定的天然气流量计量的技术要求。

3.3.1 计量系统指标要求

天然气贸易交接计量站计量系统指标主要规定超声流量计、压力变送器、温度变送器、在线色谱仪和流量计算机等的技术要求，表6对比了中俄东线计量系统各计量参数要求的准确度和GB/T 18603—2014[16]规定的天然气计量系统准确度的差异。由于中俄东线贸易交接是采用体积计量，而没有采用能量计量。因此，在中俄东线计量协议中没有规定发热量的准确度要求。

表6 流量计量系统配套仪表准确度要求对比情况表

中俄东线交接计量站采用德国Sick Maihak和德国RMG的流量计分别作为主控流量计和核查流量计，技术要求为：①主超声流量计和核查超声流量计的最大允许误差：Qt～Qmax，±0.5%；Qmin～Qt，±1.0%；其中Qmin表示流量计的最小流量；Qt表示流量计的临界流量；Qmax表示流量计的最大流量。②主超声流量计和核查超声流量计的重复性：Qt～Qmax，0.1%；Qmin～Qt，0.4%。

提出这些高于标准要求的指标，一是在技术条件允许的前提下，双方都希望确保计量结果尽可能准确；二是根据当时流量计的生产加工水平和运行管理水平，双方均认为是可以达到的，通过优选计量设备和严谨的运行保障措施，可以在一定时间期限内保证这些指标的得到落实；三是俄罗斯不强调流量计的重复性指标，根据中国国家标准和计量检定规程要求，结合多年的运行管理实践经验，流量计的重复性是保障流量计能稳定运行的一个基础性的技术指标，必须做出明确要求并严格管控，提出的Qt～Qmax，之间的重复性不大于0.1%的要求，比标准要求更高，但通过沟通双方均认为是可行的。

对于压力与温度仪表选型，在每个计量支路上各安装一只电容式压力变送器、铂热电阻及温度变送器，用于测量和记录在计量支路中流动天然气的压力和温度参数。压力仪表的最大允许误差为±0.075%，温度仪表应采用四线制、PT100型的铂热电阻传感器，温度仪表的最大允许误差为±0.2 ℃。

对比结果表明，中俄东线计量系统的各计量参数的准确度要求大部分高于GB/T 18603—2014[16]的规定值，少数指标与之相当，另外由于东线计量站配置了核查流量计。因此，增加了主控流量计和核查流量计的偏差指标，对于这些计量系统各测量参数进行严格的准确度要求，确保了天然气流量计量数据的更加准确可靠。

3.3.2 计量管路布置

为保证天然气流量计量系统具有最佳的可靠性，保证计量站在运行流量计故障、流量计送检等情况下仍然能保证正常输气计量，东线贸易交接计量站采用5用3备的计量管路。图5为中俄东线计量管路布置图，采用配置主、核查流量计，规定前后直管段的距离[17]，设置单独计量间和计量管路采取保温等措施。如此配置，能充分保证符合ISO 17089-1：2010[18]标准的要求，且能大幅度降低整流器可能造成的堵塞等管路故障概率。每一路计量管路均设置了一对一的核查流量计。

中俄东线的主控流量计和核查流量计均采用超声流量计，核查流量计采用德国RMG的流量计，前直管段为50D（D表示管径），主控流量计采用德国Sick Maihak的流量计，前直管段为25D。因RMG流量计是全通经的流量计，在主控流量计之前，被视为直管段。流量计的工艺配置及取温取压口设置均严格按照ISO 17089-1：2010[18]标准的要求设置。同时为了尽可能降低维护难度，在保证流量计上游配置足够长度直管段的前提下，不使用流动调整器。

图5 中俄东线计量管路布置图

3.3.3 流量计量溯源性

天然气计量器具包括流量计、压力和温度测量仪表、气质分析仪器等有关特性量的测量仪器，为保证流量计量的溯源性，对流量计及辅助设施的检定（校准）做了如下要求。

1）天然气计量器具应定期实施校准，计量器具应向双方认可的第三方计量技术机构溯源。

2）计量站的气体流量计安装前的首次检定应当由双方认可的第三国家的组织进行的。

3）气体流量计以及相关的压力和温度测量仪表应在首次安装后由双方同意的有资质的组织进行检定（校准）。

4）在各条计量支路设置的压力变送器、温度变送器以及流量计算机应由有资质的组织每年进行1次检定。

5）双方共同对运行中超声流量计每季度进行1次核查，双方共同对备用超声流量计每年进行1次核查。

6）超声流量计由有资格的组织每4年检定1次，或双方协商同意的周期进行检定。

3.3.4 流量计量保证措施

3.3.4.1 运行中应保证与流量相关的各个参数测量准确可靠

每台超声流量计的运行范围从20%Qmax到80%Qmax，当输气量低于单台流量计的20%Qmax时，停止输气。当配置有多路流量支路可选择时，尽管单台流量计的运行范围受限，但整个计量系统的测量范围还是比较大，可以很好地保证输气的正常运行。双方使用指定软件对每台超声流量计每月进行1次检查，或按照双方共同确认的技术方法和/或程序确定的周期[19-20]。通过核查流量计，实时对主流量计进行核查，主流量计与核查流量计之间的偏差不应大于0.55%。

3.3.4.2 选取替代值

如果有冗余测量系统，在主控测量系统出现故障的情况下，应使用冗余测量系统的流量测量值。

当没有冗余测量系统，且系统中计量仪表或系统故障时，工艺上没有任何操作，即认为天然气输送的流量基本不变时，其流量的替代值有两种方案：①当失效时间段不大于2 h，失效前一段时间（如10 min）的平均值与失效恢复后的一段时间的平均值的平均值，可以作为这段时间的替代值；②当失效时间段大于2 h，使用前几天（如3 d）同时间段的累计值的平均值，作为这段时间的替代值。

计量仪表或系统故障时，工艺上有调整操作，在本系统难以找到流量替代值，应寻求其他替代值，如采用管道上游或下游其他站场的流量计量值。

4 结论及建议

4.1 结论

4.1.1 标准选择的合理性

中俄东线双方技术专家围绕选择质量和计量方法标准经过了四轮谈判，中方专家主要从两方面做了大量的工作：一是调研查阅天然气国际贸易常用的检测方法标准；二是对国际（ISO）标准、中国和俄罗斯标准进行了对比分析。中方提出谈判方案中的采标顺序为：首选ISO标准，其次选GOST和GB标准，最后是AGA或ASTM和EN标准。由于中方在谈判前做了充分准备工作，最终谈判结果采用了中方的首选方案。根据中俄东线谈判的过程和最终采标结果的分析，在双方达成一致意见前，先对三方标准进行深入分析研究，以掌握谈判的主动权。这为将来进行国际贸易谈判提供了经验。

4.1.2 质量指标的科学性

中俄东线技术协议确定的质量指标总共包括15项，规定项目较多，比我国强制性标准GB 17820—2012[10]规定的气质指标严格得多，总体上达到国际领先水平。但谈判时重点关注影响安全和环保等的主要技术指标，另外从天然气的属性（主要含甲烷）和各项指标的关联性分析，协议中有些指标可以不做要求，如规定了发热量低限和烃露点高限指标，再规定甲烷、乙烷和丙烷等烃类组分含量就不是太必要了。另外，谈判时不能一味降低氮气和二氧化碳的含量指标，对于买方，希望买到优质的天然气，但当这些指标降低到一定程度，处理天然气的成本必然成倍增加，卖方也一定会提高天然气的销售价格。因此谈判时双方只有找到平衡点才能达成一致意见。

4.1.3 计量关键指标的科学性

通过对比分析国内外天然气流量计量相关标准或规范，提出了合理的流量计量关键指标：流量计量总不确定度不大于1.0%，并提出流量计及配套参数测量不确定度达到工业计量的较高水平：流量计不确定度0.5%，压力准确度要求0.075%，温度AA级等。确定的天然气流量计量的相关指标比我国标准GB/T 18603—2014[16]和 GB/T 18604—2014[17]规定的技术指标更为严格，总体上达到国际领先水平。

但从流量计的技术要求来看，在强调流量计的不确定度的同时，要求其Qt以上重复性达到0.1%，比GB/T 18604—2014规定（0.2%）更为严格，这符合双方对高品质流量计特性的共同认识。但由于计量协议规定不允许流量计在20%Qmax以下使用。因此对Qt以下重复性仅要求达到0.4%，没有必要提出更为严格的要求，即符合GB/T 18604—2014的规定，也不会对计量结果产生影响。

4.1.4 计量管路配置的合理性

每一路计量管路均设置一对一的核查流量计，主流量计和核查流量计的串联使用，保证了实时对计量结果进行核查，确保了计量的准确可靠，在国内还没有这样的配置。对于大宗天然气贸易交接，同时设置主控流量计和核查流量计是十分有必要的。另外，根据交接计量站所处的不利环境，建设天然气计量间，将计量设备、设施全部置于温度、湿度受控的环境条件下，并对流量计和直管段部分进行保温。采取这些措施均可能降低计量结果的不确定度，确保流量计量结果更加准确可靠。

4.1.5 现场计量数据的质量保证

通过对计量结果的在线实时核查，对系统各个环节计量仪表的定期检定或校准，对系统进行定期的检查维护和计量性能评价，运行中计量系统的计量性能不论是发生渐变还是突变，都有足够手段进行数据追溯和量值溯源，就有了很好的应急处置措施。这就构建了一套非常有效的测量保障体系，能很好地保障现场计量数据的质量。

4.2 建议

4.2.1 加强计量和分析系统性能评价的实施工作

在中俄东线计量协议中规定了较多的质量保证措施，以确保流量计量和质量分析结果的准确可靠，其中提出了定期对在线分析系统进行性能评价的要求，鉴于中俄东线签订的计量协议中已规定对在线分析系统的性能进行评价，且已有相应的国际标准可参考。因此建议加强在国内对流量计量和质量分析系统性能进行评价的研究和实施工作，以向国际要求靠拢。

4.2.2 加强高准确度气体标准物质的研制

对比俄罗斯气体标准物质和我国一级气体标准物质分析获得组成结果计算的发热量结果的相对扩展不确定度，表明国内标准气体和国外高准确度的标准气体技术水平尚有明显差距，由于目前我国正处于天然气计量方式从体积计量向能量计量转换时期。因此建议进一步加强我国高准确度有证气体标准物质的研制工作。

4.2.3 加强国内天然气贸易合同计量协议的制订和管理

参照跨国管道天然气贸易合同计量协议的内容，制订适合国内天然气贸易合同的计量协议，并加强实施计量协议过程中的管理。