作為一種應用極為**、清潔高效的能源，天然氣越來越受用戶的歡迎，伴隨國內(nèi)國內(nèi)對于環(huán)保工作的重視，對于天然氣流量計的測量的要求也在逐步提高，天然氣計量包括體積計量、質量計量和能量計量3 種方式。國內(nèi)天然氣貿(mào)易和歐美等國家多采用能量計量方式，在國同仍然是以以體積計量方式為主。本文針對性地介紹了國內(nèi)外天然氣計量現(xiàn)狀，分析了我國天然氣能量計量的必要性和可行性。天然氣能量計量符合國家能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃對天然氣資源精細化管理的要求，有利于推進我國天然氣市場化改革的進程。目前，我國已制定能量計量相關技術標準，基本具備能量計量技術條件，建議加快推進我國天然氣能量計量相關工作。
 
　　1 天然氣計量方式
　　天然氣計量包括體積計量、質量計量和能量計量3 種方式。國內(nèi)天然氣貿(mào)易和歐美日韓等工業(yè)發(fā)達國家**采用能量計量，而我國及周邊俄羅斯、中亞地區(qū)天然氣資源國家仍以體積計量為主，天然氣質量計量應用相對較少。
　　1.1 體積計量
　　天然氣體積計量儀表包括孔板流量計、渦輪流量計、超聲波流量計、腰輪流量計、渦街流量計、旋進旋渦流量計等。
　　1.1.1 孔板流量計
　　孔板流量計為壓差式流量計，主要應用于較早投產(chǎn)的天然氣管道，近年來，正陸續(xù)升級改造為渦輪流量計或超聲波流量計。優(yōu)點：價格較低；結構簡單，便于安裝；性能穩(wěn)定；投用前無需實流校核。缺點：測量精度一般，且精度難以提高；測量范圍較窄，滿足計量精度的前提下一般為3:1～5:1，采用雙量程壓差計可達10:1；對上下游直管段長度要求較高，一般要求上游直管段長度為30D（D 為流量計內(nèi)徑），下游直管段長度為7D；通過節(jié)流裝置，壓力損失較大；由于孔板流量計由法蘭連接，易產(chǎn)生漏氣問題，維護工作量較大。
　　1.1.2 渦輪流量計
　　渦輪流量計屬于速度式儀表，在長輸天然氣管道分輸站場較為常見。優(yōu)點：結構簡單而牢固，可靠性高；安裝方便，便于維修；精度高，重復性好；測量范圍較大，可達25:1，在高壓輸氣情況下，還可進一步增大。缺點：渦輪高速轉動引起機械摩擦，需注意潤滑；需在流量計上游配套過濾器，避免較大固體顆粒損壞渦輪葉片；對上下游直管段長度有一定要求，一般要求上游10D，下游5D；上限流速受“氣蝕”現(xiàn)象限制，一般為10 m/s。
　　1.1.3 超聲波流量計
　　超聲波流量計屬于速差式流量計，是繼孔板流量計、渦輪流量計之后的第三類適用于高壓力、大口徑、高精度的天然氣流量計。優(yōu)點：測量精度高；測量范圍大，可達100:1；能實現(xiàn)雙向流量計量；無可動部件；無壓損；不受氣體壓力、溫度、組分變化的影響；有強大的自檢測與自診斷功能；全數(shù)字式計量系統(tǒng)，易于實現(xiàn)數(shù)字化通信；維護簡單，可帶壓更換超聲換能器。缺點：目前多為進口設備，價格昂貴，只適用于大、中口徑；對上下游直管段長度有一定要求，一般要求上游10D，下游5D；不適用于較小口徑（管徑小于100 mm）天然氣計量。
　　1.1.4 其他計量儀表
　　腰輪流量計又稱羅茨流量計，屬于旋轉式容積式流量計，僅適用于小口徑、小流量天然氣計量，在長輸天然氣管道中應用較少。渦街流量計是一種流體振蕩型流量計，一般用于玻璃廠、建材廠等企業(yè)內(nèi)部流量監(jiān)視、考核和能耗計量，在長輸天然氣管道中基本沒有使用。旋進旋渦流量計屬于新型氣體流量儀表，主要應用于油田內(nèi)部和城市燃氣小型配氣站，在長輸天然氣管道中應用較少。
　　1.2 質量計量
　　天然氣質量計量儀表一般指科氏質量流量計，是一種直接式質量流量儀表。優(yōu)點：測量范圍廣，可達50:1；上下游不要求直管段；可直接測量流體質量；測量精度較高，穩(wěn)定性好；對介質的適應性較廣，可適用于濕氣或臟氣的計量，也能適用于氣體組分和密度變化較大的氣體。缺點：價格昂貴；不能測量低壓氣體；壓力損失較大；對安裝固定要求較高；不能用于較大口徑（管徑大于200 mm）管道天然氣。目前，科氏質量流量計在小口徑天然氣管道計量、臟污天然氣計量、燃驅壓氣站自耗氣計量、天然氣生產(chǎn)井計量及城市車用CNG（壓縮天然氣）加氣機計量等相關領域有所應用。
　　1.3 能量計量
　　天然氣能量計量是體積計量或質量計量的延伸，可通過體積計量、質量計量與單位流量天然氣的發(fā)熱值乘積計算獲得。與體積計量、質量計量方式相比，能量計量更能科學體現(xiàn)天然氣作為燃料的商品價值。天然氣的發(fā)熱值可通過直接燃燒法測量，也可通過分析氣體組分計算而得。對于規(guī)模較大的計量站，需配套安裝在線氣相色譜儀實時測量天然氣發(fā)熱值；對于規(guī)模較小的計量站，可采用離線氣相色譜分析方法計算熱值，再根據(jù)對應氣源的種類及氣源熱值的穩(wěn)定性，選擇固定賦值或可變賦值的方法確定對應計量站天然氣的發(fā)熱值。
　　
        2 國內(nèi)外天然氣計量現(xiàn)狀
　　2.1 國內(nèi)間常用計量方式
　　2.1.1 LNG 國內(nèi)貿(mào)易計量方式
　　LNG（液化天然氣）國內(nèi)貿(mào)易主要分為北美、歐洲和亞太地區(qū)三大市場。其中，北美LNG 交易價格完全市場化，并以美國亨利樞紐中心現(xiàn)貨或期貨價格為基準價格；歐洲LNG 交易價格多采用與替代燃料價格聯(lián)動的定價方式；亞太地區(qū)LNG 交易價格多采用與進口原油價格直接掛鉤的定價方式。盡管各區(qū)域市場LNG 貿(mào)易定價方式不同，現(xiàn)貨交易價格也相差較大，但計量方式均采用能量計量的方式［1］，單位為美元/MMBtu。
　　2.1.2 跨國天然氣管道貿(mào)易計量方式
　　歐美地區(qū)跨國天然氣管道多采用能量計量的方式，亞洲地區(qū)多采用體積計量。挪威至歐洲天然氣管道采用能量計量方式，定價方式與輕油、低硫重油等替代燃料價格掛鉤，單位為歐分/（kW·h），俄羅斯至德國天然氣管道也采用相同的計量方式；加拿大至美國天然氣管道采用能量計量的方式，價格參照北美LNG 交易價格，單位為美元/MMBtu；中亞至中國天然氣管道、中俄東線天然氣管道及部分俄羅斯至歐洲國家天然氣管道采用體積計量的方式，計價單位為美元/103 m3，相關合同條款會規(guī)定天然氣發(fā)熱值范圍，超過或低于相應范圍，天然氣價格需隨之調(diào)整。
　　2.2 國內(nèi)典型國家天然氣計量方式
　　美國是世界上實施天然氣能量計量早的國家。1980 年以前使用體積計量，1980 年起開始采用能量計量，計價單位為美元/MMBtu。英國天然氣管輸和配送均采用能量計量， 計價單位為歐分/（kW·h），管輸公司定期公告各區(qū)域天然氣熱值，配氣公司配氣費根據(jù)用戶的年用氣量及可中斷性進行收取。法國輸氣管道管輸費也采用能量計量，計價單位為歐元/（kW·h），管輸費包括容量費和使用費，可中斷用戶容量費為連續(xù)用戶的75%～90%，使用費根據(jù)進氣點和出氣點所在區(qū)域相對距離進行計算。韓國和日本天然氣資源主要為進口LNG，也采用能量計量，計價單位分別為韓元/MJ 和日元/kcal。印度天然氣管輸價格和終端銷售價格均采用能量計量，計價單位為盧比/MMbtu。俄羅斯和哈薩克斯坦采用體積計量，計價單位分別為盧布/m3 和堅戈/m3。
　　2.3 我國常用計量方式
　　我國天然氣計量方式主要為體積計量，主要采用孔板流量計、超聲波流量計和渦輪流量計等計量裝置。近年來，超聲波流量計和渦輪流量計占比逐漸增加，孔板流量計占比逐漸減少。據(jù)統(tǒng)計，截至2013 年5 月，中石油北京天然氣管道有限公司天然氣計量設備中，超聲波流量計約占87.3%，孔板流量計約占7.2%，渦輪流量計等其他計量設備約占5.5%；中國石油西氣東輸管道公司所屬天然氣管道建成時間相對較晚，超聲波流量計占比約71%，渦輪流量計占比約28%，其他計量設備僅占1%；中國石油西部管道公司所屬天然氣管道中，超聲波流量計占比約52.9%，孔板流量計占比約32.2%，渦輪流量計占比約14.9%；川渝地區(qū)由于天然氣管網(wǎng)投用較早，孔板流量計占比85%以上，超聲波流量計等其他計量設備占比不足15%［2］。另外，中國石油西南管道公司所屬天然氣管道投產(chǎn)時間相對較晚，天然氣計量設施以超聲波流量計為主。

　　3 我國天然氣能量計量必要性
　　一是，符合能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃對天然氣資源精細化管理要求。我國主要氣田自產(chǎn)氣和各進口氣源高位發(fā)熱值范圍為33.23～44.92 MJ/m3，不同氣源熱值相差較大，其中，LNG 熱值相對較高，吉林油田天然氣熱值相對較低，相差約35%。另外，同一氣源在不同時期熱值也不盡相同，以中俄東線進口天然氣為例，根據(jù)相關合同條款，熱值范圍為36～38 MJ/m3，盡管同為合格氣體，不同時期熱值相差可達5.6%，中俄東線每年進口氣量為380×108 m3，因熱值引起的銷售誤差較大。
　　2016 年12 月，中華人民共和國國家發(fā)展和改革委員會（簡稱國家發(fā)改委）發(fā)布的《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中提出，要推動水電氣熱計量器具智能化升級改造，加強能源資源精細化管理。天然氣能量計量方式可有效避免因氣源不同引起的發(fā)熱值偏差，符合國家能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃對資源精細化管理的要求。
　　二是，有利于與天然氣貿(mào)易國內(nèi)慣例的對接。據(jù)統(tǒng)計，2016 年，我國天然氣消費量為2 058×108 m3，其中天然氣進口量為721×108 m3，對外依存度為35.0%。2020 年，我國天然氣消費量預計為3 600×108 m3，其中進口天然氣1 530×108 m3，對外依存度為42.5%。我國已建成中亞天然氣管道A線、B 線、C 線和中緬天然氣管道，正在建設中俄東線天然氣管道，并規(guī)劃建設中亞天然氣管道D 線、中俄西線等其他天然氣管道，屆時總輸氣能力將達1 650×108 m3/a。另外，在我國東南沿海已建成11座LNG 接收站，在建8 座LNG 接收站，屆時總接收能力達5 760×104 t/a。隨著我國經(jīng)濟的發(fā)展，對清潔能源的需求將進一步增加，天然氣對外依存度也將進一步提升。因此，我國天然氣能量計量方式的推廣有利于與天然氣貿(mào)易國內(nèi)慣例對接。
　　三是，有利于體現(xiàn)不同氣源的價格公平性。根據(jù)《天然氣發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，截至2015年底，我國天然氣干線管道總里程達6.4×104 km，基本形成***天然氣基干管網(wǎng)。2016 年，西氣東輸三線東段、港-清三線（大港—永清）及寶坻—香河—西集天然氣管道建成投產(chǎn)。“十三五”期間，我國將新建陜京四線、中俄東線等干線及配套天然氣管道約4×104 km，天然氣干線管道一次輸氣能力將達4 000×108 m3/a。由于我國天然氣管網(wǎng)涉及中亞氣、緬甸氣、西南氣、新疆氣、長慶氣、青海氣、煤制氣、頁巖氣及進口LNG 等多種氣源，且不同國家進口天然氣、國內(nèi)不同地區(qū)自產(chǎn)天然氣，以及不同類型天然氣組分各不相同，單位體積發(fā)熱值相差較大。因此，我國天然氣能量計量的推廣和實施，有利于天然氣基礎設施的公平開放，也有利于實現(xiàn)不同氣源的價格公平性。
　　四是，有利于我國天然氣交易中心功能的發(fā)揮。目前，形成了北美、歐洲和亞太三個主要的區(qū)域天然氣市場，其中北美和歐洲已形成以美國亨利樞紐中心、英國國家平衡點為代表的天然氣交易中心，亞太地區(qū)尚未形成國內(nèi)間區(qū)域性天然氣交易中心。2016 年11 月26 日，上海石油天然氣交易中心作為***天然氣交易平臺正式投入運行；2017 年1 月12 日，重慶石油天然氣交易中心也正式掛牌。我國天然氣能量計量方式的推廣和實施有助于上海石油天然氣交易中心和重慶石油天然氣交易中心向亞太地區(qū)天然氣交易中心方向發(fā)展。
　　五是，有利于推進我國天然氣市場化改革進程。國家發(fā)改委發(fā)布的《天然氣發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中提出，要放開非居民用氣價格，進一步完善居民用氣定價機制。2016 年下半年，國家發(fā)改委陸續(xù)下發(fā)了《天然氣管道運輸價格管理辦法（試行）》及《關于推進化肥用氣價格市場化改革的通知》等一系列文件，天然氣價格市場化改革步伐加快。相對于居民用戶，非居民用氣企業(yè)用氣量較大，不同氣源引起的天然氣熱值波動對用氣企業(yè)經(jīng)濟效益影響較大。天然氣能量計量方式的推廣和實施將為企業(yè)用氣單位判斷可承受氣價提供依據(jù)，使供氣和用氣雙方天然氣交易更加公開、透明、合理，有利于快速推進我國天然氣市場化改革進程。

　　4 我國天然氣能量計量可行性
　　一是，我國已制訂相關技術標準。我國已于2001 年發(fā)布GB/T 18603《天然氣計量系統(tǒng)技術要求》，對天然氣貿(mào)易計量站計量系統(tǒng)按規(guī)模進行了分級，對其設計、建設、投產(chǎn)運行及維護方面提出了相關要求。2014 年12 月，對該規(guī)范進行了修訂，增加了天然氣熱值賦值的定義和要求、在線色譜儀性能評價要求等內(nèi)容，并對天然氣計量站計量系統(tǒng)進行了重新分級。中國天然氣標準化技術委員會于2003 年開始跟蹤研究ISO 15112:2007《天然氣能量測量》等國內(nèi)標準，并結合我國國情于2008 年12 月發(fā)布了GB/T 22723—2008《天然氣的能量測定》，填補了國內(nèi)關于天然氣能量計量標準的空白，為我國天然氣貿(mào)易計量與國內(nèi)接軌提供了標準和技術支持。
　　二是，天然氣管道站場基本具備能量計量技術條件。根據(jù)GB/T 18603—2014《天然氣計量系統(tǒng)技術要求》，天然氣計量站計量系統(tǒng)可按規(guī)模分為A、B、C 三級。A 級計量系統(tǒng)須配套設置在線發(fā)熱量和氣質測量設施，B 級、C 級計量系統(tǒng)須具備采用離線或賦值發(fā)熱量值測定條件。目前，我國干線天然氣管道氣源站場和規(guī)模相對較大的分輸站場均為A 級計量系統(tǒng)，并已配置在線發(fā)熱值測量設施，對于支干線或支線管道分輸規(guī)模較小計量站場，按照要求也須配置相關離線或賦值發(fā)熱量值測定的條件。因此，我國天然氣管道相關站場已基本具備能量測量的技術條件。
　　三是，我國已有部分計量站開創(chuàng)能量計量先例。1996 年，中國海洋石油總公司從崖13-1 氣田向香港中華公司供應天然氣，在龍鼓灘接收站設置了當時的孔板式能量計量系統(tǒng)，設計能力為100×104 m3/h，設置了6 套孔板流量計裝置，并配置了在線氣相色譜儀［3］。作為我國*次在天然氣貿(mào)易交接過程中采用能量計量方式的大流量計量站，龍鼓灘接收站為我國天然氣能量計量方式的推廣提供了典型范例。
　　已投產(chǎn)的廣東LNG 接收站和福建LNG 接收站也采用了能量計量的方式。另外，中海油氣電集團有限公司珠海貿(mào)易分公司與珠海天然氣發(fā)電廠在上海石油天然氣交易中心于2015 年12 月30 日完成了我國*筆以熱值計量的天然氣現(xiàn)貨交易合同，成交量1 492×104 GJ（約合4×108 m3 天然氣），成交單價為74.54 元/GJ，該筆交易對我國后續(xù)天然氣能量計量方式的推廣具有重要的示范和推動作用。
　　四是，天然氣能量計量符合社會各界民意期望。根據(jù)相關資料，我國約400 家相關企業(yè)和政府單位參與的天然氣能量計量民意問卷調(diào)查結果顯示：政府單位對天然氣能量計量的贊同率達70%；供氣企業(yè)對天然氣能量計量的贊同率達87%；天然氣用戶企業(yè)對天然氣能量計量的贊同率達65%［4］。因此，天然氣按能量計量的方式符合國內(nèi)社會各界民意期望。

　　5 問題與建議
　　天然氣能量計量涉及法律法規(guī)、價格體系、配套政策等多方面因素。盡管我國已具備主要標準依據(jù)和基本技術條件，但是，從體積計量轉換為能量計量，氣田與長輸管道之間、長輸管道與城市管網(wǎng)之間、城市管網(wǎng)與用戶之間的交接計量均需進行技術改造，改造工程量較大。因此，天然氣能量計量需國家政府、供氣企業(yè)及各類天然氣用戶多方面聯(lián)合推進。
　　鑒于計量方式的改進更新涉及范圍廣、設備多、投資大、周期長，建議分期實施，先期選擇部分省份或區(qū)域進行試點，成熟后再在國內(nèi)范圍內(nèi)推廣實施。同時，應充分借鑒國內(nèi)和成熟的經(jīng)驗，結合我國國情制定配套法律法規(guī)文件，完善能量計量相關測量檢定技術和方法，以加快推進我國天然氣計量方式由體積計量向能量計量轉變。

上一條：關于環(huán)保項目現(xiàn)場測量推薦使用電磁流量計的情況分析
下一條：遠傳雙法蘭液位計在氣化爐裝置應用中的問題分析及防范措施淺析