天然氣管網能量計量計價體系建設探討

徐春野，周陽，李圣彥，李潤澤，王小果

（國家石油天然氣管網集團有限公司油氣調控中心）

0 引言

為保障國家能源安全，提高油氣資源配置效率，促進油氣行業高質量發展，2019年5月24日，國家發展和改革委員會、國家能源局、住房和城鄉建設部、國家市場監督管理總局四部門聯合印發發改委能源規〔2019〕916號《油氣管網設施公平開放監管辦法》，辦法明確提出，“天然氣管網設施運營企業接收和代天然氣生產、銷售企業向用戶交付天然氣時，應當對發熱量、體積、質量等進行科學計量，并接受政府計量行政主管部門的計量監督檢查。國家推行天然氣能量計量計價，于本辦法施行之日起24個月內建立天然氣能量計量計價體系”［1］。本文從天然氣管網運行維護現狀出發，提出搭建天然氣能量計量計價體系方法，為公平開放服務奠定基礎，同時滿足天然氣貿易公平交易的需要，維護油氣管網設施運營企業和用戶的合法權益。

1 天然氣管網計量計價現狀

隨著天然氣管道互聯互通工程的不斷推進，我國正在構建覆蓋全國并聯通海外，可統一調控的天然氣管網設施。目前主干管網里程達7.7×104km，總輸氣能力超過2 800×108m3/a。天然氣資源供應主體多元化致使進入管道的天然氣成分呈現多樣化，不同產地的天然氣所含烴類與雜質組分的含量不固定，單位體積氣體的發熱量差距較大［2］。其中煤層氣的發熱量最低，約為34 MJ/m3，進口LNG發熱量介于38～43 MJ/m3。以天然氣體積計量為主的計價方式無法公平地體現天然氣的經濟價值。

1.1 體積計量為主，質量、能量計量并存

一直以來，天然氣長輸管道貿易交接計量大多是以溫度293.15 K（20 ℃）、壓力101.325 kPa條件下的天然氣體積作為結算依據，小部分以天然氣發熱量作為結算依據。

國內塔里木、長慶、青海、西南油氣田向長輸管道及下游市場供應的天然氣均按照體積計量結算，中國石油天然氣集團有限公司（簡稱中國石油）、中國石油化工集團有限公司（簡稱中國石化）、中國海洋石油集團有限公司（簡稱中國海油）在互聯互通工程的天然氣也按照體積計量結算。中國海油的崖13-1氣田向香港地區供氣，采用了以天然氣發熱量作為計量標準結算［3］。

進口管道氣有按能量計價，也有按體積計量計價。中緬管道進口天然氣采用能量計量計價，計量單位為英熱，結算貨幣為美元。中亞管道進口天然氣價格與國際油價掛鉤，采用體積計量和結算，即美元/千立方米。目前我國進口管道天然氣國內銷售價格暫按國產天然氣價格執行。

進口LNG在不同環節的計量計價也不相同。在進口環節，普遍采用能量計價也就是天然氣發熱量價格；在銷售環節，向直供大用戶供氣的貿易交接也采用能量計量進行結算，但多數LNG氣化后進入管網，仍沿用體積流量計價。

1.2 超聲波流量計占主流

天然氣資源進氣點、分輸站、管網連接樞紐站以及自耗氣站場均應配備適宜的流量計，以國家石油天然氣管網集團有限公司（簡稱國家管網）為例，天然氣管網資源（原屬中國石油天然氣管網部分）進氣點37座，分輸站用戶1 000余個，流量計近3 000臺，流量計的使用可為相關方利益提供客觀、準確、公平的保障。

常用于天然氣交接計量的儀表主要包括三種：超聲波流量計、渦輪流量計和標準孔板流量計。超聲波流量計因準確等級高、重復性好、測量范圍寬、無可動部件、本體無壓損和智能診斷等優點，在分輸站得到廣泛應用［4］。渦輪流量計、孔板流量計占比越來越小。

1.3 混輸的天然氣通過氣相色譜分析儀檢測品質

國內常規天然氣、煤層氣、煤制氣、頁巖氣、進口管道氣與LNG氣化后均在管網內混合輸送。中國石油天然氣管網內部已形成46處雙向轉供點，另外還投用了連接中國石油、中國石化、中國海油天然氣管道互聯互通工程21項。雖然天然氣進氣點、大型分輸站、有直供用戶的計量站已經配備了 140多套色譜分析儀，但數量不能滿足天然氣能量計量體系建設的要求。調度員通過氣相色譜儀不間斷采樣、分析、監測組分變化，判斷管網內輸送的混合天然氣是否符合GB 17820—2018《天然氣》的一類天然氣標準，并將其調配到目的地交付給用戶。

1.4 計量交接電子化

天然氣管道 SCADA（Supervisory Control And Data Acquisition 監控與數據采集）系統通過對輸氣站場生產數據實時采集，使調度員可以實現對天然氣管網的集中調控指揮。國家管網集團西氣東輸管道公司（原為中國石油西氣東輸管道公司）2010年應用的在線遠程計量交接電子化項目［5］使計量設備產生的相關數據通過 SCADA系統采集到北京油氣調控中心中間數據庫，調度員根據需要甄選數據連接到PPS（管道生產管理系統），生成計量交接憑證和氣質分析報告，通過辦公專網發送到對應的上游資源方和下游用戶端，使相關方及時完成簽章確認。

2 主要技術路線特點及適宜性

2.1 實現能量計量的理論依據

根據GB/T 22723—2008《天然氣能量的測定》規定［6］“天然氣發熱量直接測量是發熱量測量的溯源基礎”，同時標準也給出可用的天然氣發熱量間接測量方法，即通過氣相色譜儀在線或離線測得天然氣的組成，然后根據GB/T 11062—2014《天然氣—發熱量、密度和相對密度的計算》，由天然氣的組成數據計算得到單位發熱量的數值［7］。為了能準確地進行能量計量，必須使天然氣的體積與發熱量處于相同的參比條件，既可以用連續測定的幾組發熱量數據與相應時間周期內流量的累積值計算，也可以用該時間周期內的總體積與單位標準發熱量的乘積來計算。能量計量是建立在體積計量的基礎上，計算公式見式（1）。

式中：E——時間周期內天然氣的能量，MJ；Q——時間周期內天然氣標準狀態的體積或質量，m3或kg；H——天然氣單位發熱量，MJ/m3或MJ/kg。

2.2 增設氣相色譜分析儀是能量計量的關鍵

目前國家管網（原中國石油天然氣管網部分）平均313 km配備有1臺在線色譜分析儀，無法滿足全部能量計量需要。國家管網作為輸送天然氣的承運方，應遵循科學、合理和經濟性三原則，在靠近資源端、市場端和管道之間混合氣交匯點增加氣相色譜分析儀。

增設氣相色譜分析儀符合天然氣管網運行特點和規律。我國天然氣消費集中在京津冀和長三角地區，冬夏季用氣高峰特征明顯，華東地區天然氣管網應增設氣相色譜儀（如圖1所示）。

圖1 華東地區管網增設氣相色譜儀示意圖

冀寧線（安平—青山）在冬季將如東LNG北輸到陜京管道，夏季則北氣南下輸送到西一線（西氣東輸一線）長三角地區迎峰度夏，平泰線（平頂山—泰安）、泰青威線（泰安—青島—威海）與冀寧線交匯于泰安站，因此泰安站增設氣相色譜儀更能科學監測混合天然氣的熱值。此外，淮安分輸站連接劉莊儲氣庫，是北氣南下、LNG氣化北上的壓力坡降交匯點，在該站增加氣相色譜儀不僅監測上下游氣體組分，還能檢測劉莊地下儲氣庫的注、采天然氣的組分參數；金壇儲氣庫管道通過鎮江分輸站與西一線連接，在鎮江站增設氣相色譜分析儀能夠精確地檢測混合天然氣組分，滿足儲氣設施對天然氣能量計量的需要。

按照國家發展改革委、國家能源局關于印發《中長期油氣管網規劃》（發改基礎〔2017〕965號）的通知，2025年全國天然氣管網總里程將達 16×104km，意味著更多的新管道納入目前管網。增設氣相色譜分析應結合規劃內容合理設計。中俄東線天然氣管道投運后，俄羅斯天然氣經過沿海管道與海上進口LNG一同混合輸送給用戶。然而用戶同時可以根據需要大量進口低價現貨LNG，利用管網進行托運，出現LNG氣化后“海氣西輸”或“海氣北上”的復雜局面。這也需要合理地布局氣相色譜分析儀進行混合氣體組分的檢測、跟蹤。

為保障重要地區和用戶利益，滿足市場監管要求，天然氣管網作為天然氣承運載體，應保證天然氣交付給用戶的數量和質量。對直供大工業用戶、玻璃、陶瓷工業以及天然氣發電廠應單獨配備氣相色譜儀，以便客觀地監測、記錄天然氣的連續供應和高品質的穩定性能。因為優質穩定的天然氣供應對企業生產效率的提高有很大幫助。如陶瓷企業，高熱值的天然氣在頂級陶瓷燒制過程中產品優等率比用其他燃料高很多。天然氣發電廠對天然氣中的氫氣含量要求苛刻，氫氣提前參與燃燒會影響燃氣輪機的性能和壽命。利用色譜分析儀可以有效排除用戶對天然氣氣質和能量計量的異議，客觀、公正地維護好供需雙方的經濟利益。

2.3 天然氣能量的賦值

賦值是根據有在線色譜分析儀上游計量站和需要天然氣組分數據的下游站之間的管道容積和天然氣流速，使用合適的數學模型計算天然氣輸到下游站的時間，下游站天然氣組分數據取上游站該時間前最近的天然氣組分數據，用于計量和核查等。能量計量的賦值過程中有固定賦值和可變賦值。

固定賦值是在一個周期時間內，如一天、一周或一個月，給下游站賦予一組天然氣組分數據。對于管網支線、氣源固定且流向單一的干線所有分輸用戶，只需要將進氣點或者最有代表性的天然氣組分分別按照固定時間周期對下游分輸站進行賦值。如，調度員將泰安站氣相色譜儀的組分參數給泰青威線下游的分輸計量站賦值（如圖1所示）。

可變賦值是根據上下游站點天然氣流速、溫度、壓力變化及時計算流動時間、動態，及時將上游在線色譜分析儀每組天然氣組分數據賦予下游站點。對于多氣源、雙向流動的管段應選擇能夠監測混合氣體組分的站場向下游站場進行可變賦值。冀寧線冬季運行工況為如東LNG、西一線和西二線（西氣東輸二線）平泰支線資源流向陜京線，夏季運行工況反之。但基于管道輸送能力和沿線用戶分布，西二線平泰支線、西一線、如東LNG和劉莊儲氣庫資源交匯在淮安分輸站，所以將淮安分輸站氣相色譜儀檢測的混合天然氣的發熱量分別給上下游分輸站進行賦值，就避免在同一水力系統下的沿線分輸站重復進行發熱量測量工作，達到事半功倍的效果。

2.4 利用SCADA系統搭建能量計量通道

天然氣標準流量是天然氣工況流量與多個物性參數進行補償運算，并進行時間累積獲得。采用獲得相關國際認證的專業流量計算機，具備進行體積換算、能量計算、體積和能量累積、數據輸出等基本功能，以及從壓力變送器、溫度變送器和在線色譜儀采集數據，以上位機系統通訊交換數據、接受指令等擴展功能。

流量計算機、氣相色譜分析儀信號通過MODBUS通信協議進入已有站控系統（SCS），增加色譜和能量計量的數據和顯示畫面，同時將相關計算數據、歸檔數據通過光纖上傳至國家管網油氣調控中心SCADA系統，完成輸氣管道全線的監控、調度、運行和管理；中間數據庫實時存儲SCADA更新變化的所有參數，管道生產管理系統（PPS）按照時間需求從中間數據庫選擇能量計量的參數，按照用戶約定的協議生成能量計量交接電子憑證單，完成了能量計量計價通道鏈（如圖2所示）。

圖2 利用SCADA搭建能量計量路徑圖

A站的天然氣發熱量無法通過站控系統直接賦值給目標B站，調度員按照需要賦值的時間和頻率要求，通過人機交互界面（HMI）將氣體組分賦值到對應的未設置色譜分析儀的計量站，流量計算機計算出能量數據上傳至調控中心 SCADA系統再傳輸到管道生產管理系統，實現發熱量賦值情況下的能量計量計價通道鏈。

3 結論

（1）當前天然氣管網已具備一定的能量計量基礎條件，為全面實現天然氣管網的能量計量計價，需要在資源進氣點、分輸站和中轉樞紐站增設在線氣相色譜分析儀。增設色譜分析儀應立足天然氣管網運行特點和規律，兼顧天然氣管網的中、遠期建設規劃，考慮重要地區和用戶的需求。

（2）在能量計量的賦值過程中，對于管網支線、氣源固定且流向單一的干線進行固定賦值；對于多氣源、雙向流動的管段應選擇能夠監測混合氣體組分的站場向下游站場進行可變賦值。賦值由調控中心根據管網運行實際進行操作，地區管道公司負責能量計量計價交接工作。

（3）分輸站流量計、色譜分析儀的能量數據經過計算處理后在站控系統顯示，利用光纖通訊傳輸到SCADA系統實現調控，同步傳輸到中間數據庫；再從中間數據庫中甄選能量數據連接到PPS系統，最后利用辦公專網生成能量計量計價交接電子憑證。