徐春野，周阳，李圣彦，李润泽，王小果

（国家石油天然气管网集团有限公司油气调控中心）

0 引言

为保障国家能源安全，提高油气资源配置效率，促进油气行业高质量发展，2019年5月24日，国家发展和改革委员会、国家能源局、住房和城乡建设部、国家市场监督管理总局四部门联合印发发改委能源规〔2019〕916号《油气管网设施公平开放监管办法》，办法明确提出，“天然气管网设施运营企业接收和代天然气生产、销售企业向用户交付天然气时，应当对发热量、体积、质量等进行科学计量，并接受政府计量行政主管部门的计量监督检查。国家推行天然气能量计量计价，于本办法施行之日起24个月内建立天然气能量计量计价体系”［1］。本文从天然气管网运行维护现状出发，提出搭建天然气能量计量计价体系方法，为公平开放服务奠定基础，同时满足天然气贸易公平交易的需要，维护油气管网设施运营企业和用户的合法权益。

1 天然气管网计量计价现状

随着天然气管道互联互通工程的不断推进，我国正在构建覆盖全国并联通海外，可统一调控的天然气管网设施。目前主干管网里程达7.7×104km，总输气能力超过2 800×108m3/a。天然气资源供应主体多元化致使进入管道的天然气成分呈现多样化，不同产地的天然气所含烃类与杂质组分的含量不固定，单位体积气体的发热量差距较大［2］。其中煤层气的发热量最低，约为34 MJ/m3，进口LNG发热量介于38～43 MJ/m3。以天然气体积计量为主的计价方式无法公平地体现天然气的经济价值。

1.1 体积计量为主，质量、能量计量并存

一直以来，天然气长输管道贸易交接计量大多是以温度293.15 K（20 ℃）、压力101.325 kPa条件下的天然气体积作为结算依据，小部分以天然气发热量作为结算依据。

国内塔里木、长庆、青海、西南油气田向长输管道及下游市场供应的天然气均按照体积计量结算，中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）、中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）、中国海洋石油集团有限公司（简称中国海油）在互联互通工程的天然气也按照体积计量结算。中国海油的崖13-1气田向香港地区供气，采用了以天然气发热量作为计量标准结算［3］。

进口管道气有按能量计价，也有按体积计量计价。中缅管道进口天然气采用能量计量计价，计量单位为英热，结算货币为美元。中亚管道进口天然气价格与国际油价挂钩，采用体积计量和结算，即美元/千立方米。目前我国进口管道天然气国内销售价格暂按国产天然气价格执行。

进口LNG在不同环节的计量计价也不相同。在进口环节，普遍采用能量计价也就是天然气发热量价格；在销售环节，向直供大用户供气的贸易交接也采用能量计量进行结算，但多数LNG气化后进入管网，仍沿用体积流量计价。

1.2 超声波流量计占主流

天然气资源进气点、分输站、管网连接枢纽站以及自耗气站场均应配备适宜的流量计，以国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网）为例，天然气管网资源（原属中国石油天然气管网部分）进气点37座，分输站用户1 000余个，流量计近3 000台，流量计的使用可为相关方利益提供客观、准确、公平的保障。

常用于天然气交接计量的仪表主要包括三种：超声波流量计、涡轮流量计和标准孔板流量计。超声波流量计因准确等级高、重复性好、测量范围宽、无可动部件、本体无压损和智能诊断等优点，在分输站得到广泛应用［4］。涡轮流量计、孔板流量计占比越来越小。

1.3 混输的天然气通过气相色谱分析仪检测品质

国内常规天然气、煤层气、煤制气、页岩气、进口管道气与LNG气化后均在管网内混合输送。中国石油天然气管网内部已形成46处双向转供点，另外还投用了连接中国石油、中国石化、中国海油天然气管道互联互通工程21项。虽然天然气进气点、大型分输站、有直供用户的计量站已经配备了 140多套色谱分析仪，但数量不能满足天然气能量计量体系建设的要求。调度员通过气相色谱仪不间断采样、分析、监测组分变化，判断管网内输送的混合天然气是否符合GB 17820—2018《天然气》的一类天然气标准，并将其调配到目的地交付给用户。

1.4 计量交接电子化

天然气管道 SCADA（Supervisory Control And Data Acquisition 监控与数据采集）系统通过对输气站场生产数据实时采集，使调度员可以实现对天然气管网的集中调控指挥。国家管网集团西气东输管道公司（原为中国石油西气东输管道公司）2010年应用的在线远程计量交接电子化项目［5］使计量设备产生的相关数据通过 SCADA系统采集到北京油气调控中心中间数据库，调度员根据需要甄选数据连接到PPS（管道生产管理系统），生成计量交接凭证和气质分析报告，通过办公专网发送到对应的上游资源方和下游用户端，使相关方及时完成签章确认。

2 主要技术路线特点及适宜性

2.1 实现能量计量的理论依据

根据GB/T 22723—2008《天然气能量的测定》规定［6］“天然气发热量直接测量是发热量测量的溯源基础”，同时标准也给出可用的天然气发热量间接测量方法，即通过气相色谱仪在线或离线测得天然气的组成，然后根据GB/T 11062—2014《天然气—发热量、密度和相对密度的计算》，由天然气的组成数据计算得到单位发热量的数值［7］。为了能准确地进行能量计量，必须使天然气的体积与发热量处于相同的参比条件，既可以用连续测定的几组发热量数据与相应时间周期内流量的累积值计算，也可以用该时间周期内的总体积与单位标准发热量的乘积来计算。能量计量是建立在体积计量的基础上，计算公式见式（1）。

式中：E——时间周期内天然气的能量，MJ；Q——时间周期内天然气标准状态的体积或质量，m3或kg；H——天然气单位发热量，MJ/m3或MJ/kg。

2.2 增设气相色谱分析仪是能量计量的关键

目前国家管网（原中国石油天然气管网部分）平均313 km配备有1台在线色谱分析仪，无法满足全部能量计量需要。国家管网作为输送天然气的承运方，应遵循科学、合理和经济性三原则，在靠近资源端、市场端和管道之间混合气交汇点增加气相色谱分析仪。

增设气相色谱分析仪符合天然气管网运行特点和规律。我国天然气消费集中在京津冀和长三角地区，冬夏季用气高峰特征明显，华东地区天然气管网应增设气相色谱仪（如图1所示）。

图1 华东地区管网增设气相色谱仪示意图

冀宁线（安平—青山）在冬季将如东LNG北输到陕京管道，夏季则北气南下输送到西一线（西气东输一线）长三角地区迎峰度夏，平泰线（平顶山—泰安）、泰青威线（泰安—青岛—威海）与冀宁线交汇于泰安站，因此泰安站增设气相色谱仪更能科学监测混合天然气的热值。此外，淮安分输站连接刘庄储气库，是北气南下、LNG气化北上的压力坡降交汇点，在该站增加气相色谱仪不仅监测上下游气体组分，还能检测刘庄地下储气库的注、采天然气的组分参数；金坛储气库管道通过镇江分输站与西一线连接，在镇江站增设气相色谱分析仪能够精确地检测混合天然气组分，满足储气设施对天然气能量计量的需要。

按照国家发展改革委、国家能源局关于印发《中长期油气管网规划》（发改基础〔2017〕965号）的通知，2025年全国天然气管网总里程将达 16×104km，意味着更多的新管道纳入目前管网。增设气相色谱分析应结合规划内容合理设计。中俄东线天然气管道投运后，俄罗斯天然气经过沿海管道与海上进口LNG一同混合输送给用户。然而用户同时可以根据需要大量进口低价现货LNG，利用管网进行托运，出现LNG气化后“海气西输”或“海气北上”的复杂局面。这也需要合理地布局气相色谱分析仪进行混合气体组分的检测、跟踪。

为保障重要地区和用户利益，满足市场监管要求，天然气管网作为天然气承运载体，应保证天然气交付给用户的数量和质量。对直供大工业用户、玻璃、陶瓷工业以及天然气发电厂应单独配备气相色谱仪，以便客观地监测、记录天然气的连续供应和高品质的稳定性能。因为优质稳定的天然气供应对企业生产效率的提高有很大帮助。如陶瓷企业，高热值的天然气在顶级陶瓷烧制过程中产品优等率比用其他燃料高很多。天然气发电厂对天然气中的氢气含量要求苛刻，氢气提前参与燃烧会影响燃气轮机的性能和寿命。利用色谱分析仪可以有效排除用户对天然气气质和能量计量的异议，客观、公正地维护好供需双方的经济利益。

2.3 天然气能量的赋值

赋值是根据有在线色谱分析仪上游计量站和需要天然气组分数据的下游站之间的管道容积和天然气流速，使用合适的数学模型计算天然气输到下游站的时间，下游站天然气组分数据取上游站该时间前最近的天然气组分数据，用于计量和核查等。能量计量的赋值过程中有固定赋值和可变赋值。

固定赋值是在一个周期时间内，如一天、一周或一个月，给下游站赋予一组天然气组分数据。对于管网支线、气源固定且流向单一的干线所有分输用户，只需要将进气点或者最有代表性的天然气组分分别按照固定时间周期对下游分输站进行赋值。如，调度员将泰安站气相色谱仪的组分参数给泰青威线下游的分输计量站赋值（如图1所示）。

可变赋值是根据上下游站点天然气流速、温度、压力变化及时计算流动时间、动态，及时将上游在线色谱分析仪每组天然气组分数据赋予下游站点。对于多气源、双向流动的管段应选择能够监测混合气体组分的站场向下游站场进行可变赋值。冀宁线冬季运行工况为如东LNG、西一线和西二线（西气东输二线）平泰支线资源流向陕京线，夏季运行工况反之。但基于管道输送能力和沿线用户分布，西二线平泰支线、西一线、如东LNG和刘庄储气库资源交汇在淮安分输站，所以将淮安分输站气相色谱仪检测的混合天然气的发热量分别给上下游分输站进行赋值，就避免在同一水力系统下的沿线分输站重复进行发热量测量工作，达到事半功倍的效果。

2.4 利用SCADA系统搭建能量计量通道

天然气标准流量是天然气工况流量与多个物性参数进行补偿运算，并进行时间累积获得。采用获得相关国际认证的专业流量计算机，具备进行体积换算、能量计算、体积和能量累积、数据输出等基本功能，以及从压力变送器、温度变送器和在线色谱仪采集数据，以上位机系统通讯交换数据、接受指令等扩展功能。

流量计算机、气相色谱分析仪信号通过MODBUS通信协议进入已有站控系统（SCS），增加色谱和能量计量的数据和显示画面，同时将相关计算数据、归档数据通过光纤上传至国家管网油气调控中心SCADA系统，完成输气管道全线的监控、调度、运行和管理；中间数据库实时存储SCADA更新变化的所有参数，管道生产管理系统（PPS）按照时间需求从中间数据库选择能量计量的参数，按照用户约定的协议生成能量计量交接电子凭证单，完成了能量计量计价通道链（如图2所示）。

图2 利用SCADA搭建能量计量路径图

A站的天然气发热量无法通过站控系统直接赋值给目标B站，调度员按照需要赋值的时间和频率要求，通过人机交互界面（HMI）将气体组分赋值到对应的未设置色谱分析仪的计量站，流量计算机计算出能量数据上传至调控中心 SCADA系统再传输到管道生产管理系统，实现发热量赋值情况下的能量计量计价通道链。

3 结论

（1）当前天然气管网已具备一定的能量计量基础条件，为全面实现天然气管网的能量计量计价，需要在资源进气点、分输站和中转枢纽站增设在线气相色谱分析仪。增设色谱分析仪应立足天然气管网运行特点和规律，兼顾天然气管网的中、远期建设规划，考虑重要地区和用户的需求。

（2）在能量计量的赋值过程中，对于管网支线、气源固定且流向单一的干线进行固定赋值；对于多气源、双向流动的管段应选择能够监测混合气体组分的站场向下游站场进行可变赋值。赋值由调控中心根据管网运行实际进行操作，地区管道公司负责能量计量计价交接工作。

（3）分输站流量计、色谱分析仪的能量数据经过计算处理后在站控系统显示，利用光纤通讯传输到SCADA系统实现调控，同步传输到中间数据库；再从中间数据库中甄选能量数据连接到PPS系统，最后利用办公专网生成能量计量计价交接电子凭证。