天然气贸易交接中的计量方式通常有三种，即体积计量、质量计量和能量计量。由于能量计量反映的是天然气的热能，作为最能反映其燃料特点的一种合理和科学的计量方式，在天然气贸易中被广泛采用。然而，中国目前尚普遍采用以体积流量作为天然气贸易结算的依据。随着中国进口天然气业务的快速发展，在中国全面推广天然气能量计量已经势在必行。
中国石油天然气股份有限公司致力于推进天然气能量计量技术在中国的应用和实施，先后组织开展多项天然气能量计量配套技术研发工作，积极与在能量计量这一领域拥有先进技术和丰富实践经验的国家和组织保持密切的联系，建设天然气能量计量体系，为在中国全面实施天然气能量计量提供技术支持。
中国天然气标准化技术委员会(SAC/TC244)作为从事天然气及天然气代用品从生产到用户全过程的术语、质量、测量方法、取样、试验和分析方法标准化的全国性技术组织，于2003年即成立专门的标准化技术工作组，跟踪研究ISO 15112：2007《天然气能量测定》，组织制订天然气能量测定国家标准，为在中国实施天然气能量计量奠定技术基础和提供标准化保障。
由于中国至今尚未出台法律法规和政策明确要求全面实施天然气能量计量，因此天然气能量计量体系在中国尚待建立和推广应用。总体来看，体积流量测定技术通过多年的攻关研究和工程建设，在流量量值溯源链、标准体系和质量保证体系建设和应用方面，已经趋于完善和成熟，与国际水平接近。在发热量测定技术领域尚需要更进一步的发展。与国际水平相比，不仅需要在溯源准则、气体标准物质、测定系统性能评价方面补充完善现有国家标准，而且更迫切地需要建设与国际水平一致的天然气发热量量值溯源体系。
2008年12月31日，中国国家标准化管理委员会和国家质量监督检验检疫总局发布GB/T 22723-2008《天然气能量的测定》国家标准，于2009年8月1日起正式实施[1]。该标准的发布和实施标志着在中国开展天然气能量计量将有标准可依，为中国天然气计量方式与国际惯例接轨提供了技术支持，在规范天然气能量的测定方法等方面具有积极的意义，将推动天然气能量计量在中国的全面实施。
GB/T 22723-2008提供采用测量或计算的方式对天然气进行能量测定的方法，描述必需采用的相关技术和措施，给出能量测定不确定度估算的通用方法。该标准仅涉及到目前正在使用的天然气计量系统，适用于从民用气到高压气输送的任何气体计量站[1]。
GB/T 22723-2008规定天然气能量测定采用间接能量测定法，即天然气的能量测定在本质上是以时间变化为基础，在一个积算时间(如小时、天、周、月等)内，天然气的能量等于积算时间内气体流量与高位发热量的乘积(见图 1)。
天然气的体积或质量、发热量和诸如CO2含量和气体密度等其他物理参数是在计量站分别测定。按照中国强制性国家标准GB 17820-1999《天然气》和GB/T 18603-2001《天然气计量系统技术要求》的规定，测定天然气发热量时，采用按GB13610-2003《天然气的组成分析气相色谱法》获得的气相色谱组成分析数据依据标准GB/T 11062-1998《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》计算获得[2-3]。
GB/T 22723-2008规定使用的标准参比条件为体积计量：压力为101.325 kPa，温度为20 ℃；能量计量：压力为101.325 kPa，温度为20 ℃，干基。也可使用合同规定的其他参比条件。
天然气能量计量体系涉及到流量测量、组成分析、物性参数计算设备及标准方法，以及流量测量和发热量测定溯源链等诸多关键技术，如图 2所示。
中国在与天然气能量计量密切相关的产品和通用基础、流量测量、取样、组成分析、物性参数计算、量值溯源、杂质分析、设备检定等方面制定了34项国家标准和11项检定规程(分类图见图 3)，基本满足天然气能量计量体系对标准方法的需求。
原国家质量技术监督局于1999年发布了强制性国家标准GB17820-1999《天然气》，对气田、油田采出经预处理后通过管道输送的商品天然气的技术要求、试验方法和检验规则做出规定[2]。GB 17820是根据ISO 13686的总体要求，所规定的发热量、总硫含量、硫化氢含量、二氧化碳含量和水露点5项关键控制性技术指标体现了安全、环境、健康卫生和经济效益的要求。GB/T 18603-2001《天然气计量系统技术要求》规定了在建的天然气贸易计量站计量系统的设计、建设、投产运行、维护方面的技术要求。在该标准中明确提出天然气计量系统按A、B、C三级进行管理，并对各个级别计量系统所配置仪表的准确度给予要求(见表 1)[3]。GB/T 13610-2003《天然气的组成分析气相色谱法》规定用气相色谱法测定天然气及类似气体混合物的化学组成[4]。GB/T 11062-1998《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》规定已知用摩尔分数表示的气体组成时，计算干天然气、天然气代用品和其他气体燃料的高位发热量、低位发热量、密度、相对密度及沃泊指数[5]。GB 17820-1999、GB/T 18603-2001、GB/T 13610-2003、GB/T 11062-1998为实施能量计量技术奠定了基础。
针对天然气工业量值溯源需求，国家质量监督检验检疫总局在中国石油天然气集团公司和地方政府部门的支持和配合下，建立体积流量量值溯源链和发热量量值溯源链。
中国从上个世纪90年代至2007年，相继建立国家石油天然气大流量计量站及国家石油天然气大流量计量站成都分站、南京分站和重庆分站4个专业计量站，建设了原级标准装置、次级标准装置、工作标准装置、移动标准装置。其中，成都和南京分站共同构成完整的天然气高、中和低压天然气体积流量量值溯源链，工作压力分别为0.4 MPa、1.0 MPa、2.0 MPa、4.0 MPa和10.0 MPa，检定或校准流量计口径分别为DN150、DN200、DN250、DN300和DN400，实现了天然气体积流量计量的量值传递和量值溯源(见图 4)，基本达到GB/T 22723-2008和GB/T 18603-2001对溯源性和准确度的要求。
(1) 天然气发热量直接测定量值溯源链。中国发热量溯源的直接测定装置保存于中国计量测试研究院，采用的是水流式热量计，当前不确定度1.0%(纯甲烷，U=0.95, k=2)，为ISO 15971规定的三级水平。中国计量测试研究院目前正在研究氧弹法，目标是不确定度0.5%。
(2) 天然气发热量间接测定(组成分析)量值溯源链。国家标准物质办公室归口管理全国标准物质的审核、认可和监督。中国的气体标准物质溯源链分为国家一级标准物质和国家二级标准物质，其下允许有工作级标准物质，但涉及检验、计量或仲裁等，则规定只能使用国家一级或二级有证标准物质。国家一级气体标准物质要求直接溯源至SI制，多采用称量法配制。目前，天然气分析用多组分一级气体标准物质，对二氧化碳、氮气、氦气、乙烷、丙烷、丁烷组分不确定度1%(U=0.95, k=2)，对戊烷、正己烷组分不确定度2%。其中包括甲烷、氮、氦、二氧化碳、丙烷、异丁烷、正丁烷、正戊烷、异戊烷、新戊烷、正己烷十二组分的有一种，覆盖一个浓度；包括甲烷、氮、二氧化碳、丙烷、异丁烷、正丁烷、正戊烷、异戊烷、新戊烷、正己烷十一组分的有二种，覆盖两个浓度；其余包含二元或四元组分。天然气分析用二级气体标准物质的不确定度2.5%(U=0.95, k=2)。图 5给出了中国天然气组成分析用气体标准物质溯源链及不确定度水平。
中国已建天然气贸易交接计量站配置的体积计量设备和发热量测定设备基本能满足能量计量的设置要求。A级站都按GB/T 18603配备了体积流量计量和在线组成分析设备，B级和C级站都配备了体积流量计量设备。
中国天然气长输管线使用的体积流量计量设备主要有标准孔板、超声流量计、涡轮流量计，小型用户大多使用的是智能旋进旋涡流量计和腰轮流量计。目前，中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司下辖各管道配备的天然气流量计量设备见图 6。所有配备的流量计均按国家检定规程进行定期检定和校准。
中国天然气长输管网各贸易交接点(计量站)均未配备发热量直接测定设备，发热量由在线气相色谱仪或离线的实验室色谱仪测定得到的组成数据通过状态方程计算间接获得。目前，在各长输管道的A级计量站(按GB/T 18603的分级，即输气量不小于50000 m3/h)按照GB 13610-2003的要求配置了在线气相色谱仪，并按照相应的国家检定规程在安装前进行了检定。但B级和C级没有配置在线气相色谱仪，采用赋值方法获取相关的组成数据和物性参数。由于中国尚没有实施能量计量技术，多数由在线气相色谱仪获得的组成数据只作为生产监控，未用于贸易交接计算，贸易交接使用的天然气组成数据采用离线的实验室数据。
中国石油天然气股份有限公司于2007年选择天然气长输管道上3个不同气源的A级计量站(≥50000 m3/h)作为天然气能量计量技术应用试点。该3个计量站的发热量数据均通过现场在线气相色谱仪按GB/T 13610-2003分析获得天然气组成数据后，按GB/T 11062-1998计算得到。所有流量设备和在线组成分析设备均进行检定，并对测试系统进行了性能评价。三个计量站点高位发热量测定的不确定度均达到GB/T 18603-2001对A级计量站发热量测定系统的准确度要求，不确定度在0.1%左右(见图 7)，表明长输管线计量站点已基本达到天然气能量计量体系应用的要求。
当前，中国已具备实施天然气能量计量的基础条件，但全面实施能量计量还存在一些不足，主要表现在天然气发热量量值溯源体系方面。
目前，已有的天然气分析用含十一组分的一级气体标准物质仅有三种，在浓度覆盖范围上远远不能满足天然气工业多气源、多品种天然气溯源的需要。利用我国不同不确定度水平的气体标准物质和购买的国外一级标准物质(PRM)，按GB/T 13610-2003对我国八种典型天然气进行分析后, 按GB/T 11062-1998计算获得的发热量值的不确定度计算结果见表 2。由表 2可见，无论从准确度水平，还是气体标准物质的浓度覆盖范围和种类上与国际相比都有一定差距，不能完全满足天然气组成分析量值溯源和能量计量的要求。因此，我国在正式实施能量计量前，应形成高准确度天然气分析用气体标准物质制造技术，制造高准确度的国家一级多组分气体标准物质，完善我国现有天然气分析用气体标准物质溯源链，提高准确度水平。当前最重要的是尽快形成甲烷不确定度0.05%(U=0.95, k=2)、其它少量组分不确定度0.5%(U=0.95, k=2)的国家一级天然气分析用多组分(九元)气体标准物质。
由于目前发热量直接测定装置不确定度1.0%，仅相当于ISO 15971规定的三级(见图 8)，不能满足天然气发热量测定不确定度0.5%要求(GB/T 18603中A级站准确度要求)。为得到不同种类气体更加准确的发热量值，为天然气贸易提供准确的发热量数据，建设不确定度水平优于0.25%的发热量直接测定溯源标准装置，达到ISO 15971规定的一级水平是当务之急，以作为对发热量间接测定量值溯源链的比对和验证标准。
中国对天然气能量计量过程中配备的在线设备包括体积流量计和气相色谱仪等均制定了相应的检定规程，但为保证用于能量计量的在线数据准确可靠，应尽快开展天然气能量测量系统性能评价方法和标准的研究和制定工作，在实施能量计量前建立天然气能量测量系统性能评价国家标准。
随着GB/T 22723-2008的发布和实施，以及天然气国际贸易的快速增长，在中国全面推广能量计量技术已为大势所趋。我国各长输管线计量站已初步具备实施能量计量的能力。3个开展天然气能量计量技术应用的A级计量站发热量测定均达到了GB/T 18603-2001对A级计量站0.5%的准确度水平要求，进一步表明中国已具备实施天然气能量计量的基础条件。但在发热量量值溯源体系建设、计量站设备配置及维护、设备的校准、性能评价以及运行管理等方面还需与国内外合作，开展科学研究，以逐步健全和完善中国天然气能量计量体系。而当前最重要的是应尽快形成甲烷不确定度0.05%(U=0.95，k=2)、其它少量组分不确定度0.5%(U=0.95，k=2)的国家一级天然气分析用多组分(九元)气体标准物质，建立不确定度0.25%(纯甲烷，U=0.95，k=2)的发热量直接测定装置，达到ISO 15971规定的一级水平。
2011, Vol. 40 Issue (2): 103-108
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