近年来，随着我国对能源需求的高速增长，天然气工业发展迅猛，国际、国内贸易量逐年上升。据国家发展改革委员会公布的数据，2012年中国天然气表观消费量为1 471×108 m3，进口管道气和LNG为425×108 m3，占2012年天然气消费量的29%。页岩气、煤层气和煤制气等多品种气源已进入或即将进入天然气管网，我国天然气气质复杂化的输送和市场格局已经形成。气源不同导致进入管网的天然气发热量等气体质量必然存在差异，目前国内各类天然气气源中，煤层气的体积发热量最小值为34 MJ/m3，进口LNG体积发热量区间为38~43 MJ/m3，最大差异达到26%。当天然气年销售量达到1 500×108 m3，平均门站供气价格达到2.30元/m3时，热值相差5%，就意味着170亿元以上的经济价值差额[1]。因此，从国内气源气质复杂化的现实和与国际接轨的需要出发，天然气贸易按能量进行计量和结算的要求是非常迫切的。
目前，我国天然气贸易交接普遍采用体积计量方式。在中土进口天然气项目中，与土库曼斯坦签订的商务技术协议规定天然气按体积流量进行贸易交接，同时规定了发热量必须达到的技术指标，当发热量低于某个值时，则会在经济上给予一定的补偿。天然气贸易交接从体积计量到能量计量的转变涉及诸多复杂的问题，国内学者进行了广泛深入的探讨。周志斌等[2]概述了国外天然气能量计量进展情况，对国外天然气能量计价方式和能量价格现状进行了归纳与分析；张伟和周进生[3]论述了天然气实施能量计量的经济必然性和技术可行性；黄维和、罗勤等[4]分析了中国天然气能量计量体系在天然气能量计量标准体系、能量计量相关设备的配置和性能评价、体积流量和发热量量值溯源链、标准参比条件和结算单位等方面的现状；陈赓良[5-6]介绍了天然气能量计量的相关法制问题以及分析测试的溯源性准则；韩玲莉和张福元[7]介绍了天然气能量计量的不确定度评定方法；李劲松、温家明[8]介绍了中海油崖城13-1气田的能量计量交易模式和分配计量方法。
根据GB/T 22723-2008《天然气能量的测定》和天然气能量测定的基本准则要求，发热量直接测量方法是溯源的基础，是实现全面能量计量非常重要的技术环节。发热量赋值方法是标准认可的发热量获取方式中重要的一项，在德国的能量计量实践中，考虑到经济性和必要性等因素，在1 600个计量用户、50余个进气点中仅有400多个安装有在线气相色谱仪，其他交接点均依靠赋值实现能量计量。因此，本文就国内学者较少提及的发热量直接测量和赋值方法做简要介绍。
天然气能量的溯源包括直接测量和间接测量两个部分，如图 1所示。法国、德国、俄罗斯等国家拥有不确定度≤±0.1%、准确度等级为0级的发热量直接测定技术和装置，正在向0.05%的不确定度水平发展。溯源链的4个等级为：0级，不确定度0.10%，测定精度±0.04 MJ/m3，实验室用基准仪器，主要用于间歇测定；1级，不确定度0.25%，测定精度±0.1 MJ/m3，现场连续测定用的最高等级；2级，不确定度0.50%，测定精度±0.2 MJ/m3，一般现场连续测定用；3级，不确定度1.0%，测定精度±0.5 MJ/m3，一般现场连续测定用。
目前，中国计量科学研究院保存的水流式热量计，不确定度水平≤1.0%(纯甲烷)，仅相当于ISO 15971-2008《天然气：参数测量、发热量和沃泊指数》中规定的3级水平，不能满足GB/T 18603-2001《天然气计量系统技术要求》中A级站规定的发热量测定不确定度≤0.5%的要求。在全国范围内推行天然气能量计量，在大贸易量的情况下，完备的溯源体系是建立贸易各方争议协议与仲裁机制的基础。因此，国内应具备完善的天然气发热量测定量值量传体系，保存发热量直接测定一级和基准级标准装置，保证量传和溯源功能的相对权威性和独立性。
燃烧法测定天然气发热量的基本原理是：将一定量的天然气配以适量空气后完全燃烧，再利用不同的方式来测定其释放出的热量，测定方法可分为直接式和间接式两大类。直接式测量方法是利用另一种介质(如水或空气)与燃烧后的烟气换热，再测定换热介质的温升来确定天然气的发热量，这种测量方法是国际公认的基本测量方法，但只适用于间歇测定。间接测量方法是间接测定天然气燃烧过程的某种物理化学特性，再利用此特性与发热量的线性关系来确定发热量。工业上使用的是利用当量燃烧原理的仪器，可用于在线测定。
GERG(Groupe Européen de Recherches Gazières，欧洲气体研究组织)2002年立项在德国PTB(Physikalisch-Technische Bundesanstalt，德国联邦物理技术实验室)建立一套新的直接测量式标准热量计用于确定纯组分气和混合气的高位发热量。该装置的测量技术由美国国家标准局Frederick D. Rossini研制，并在欧洲广泛采用，是ISO 15971-2008推荐的0级基准装置。
研究[9]表明基于Rossini(罗西尼)测量原理的装置的不确定度可以达到0.05%(k=2)的不确定度水平。由这套装置测得的纯甲烷气体的摩尔发热量为890.578 kJ/mol，与ISO 6976-1995《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》中给出的890.63 kJ/mol非常接近。
标准热量计的工作原理是通过模拟燃烧的热释放过程，采用等效的电阻式加热校准，当燃烧过程释放的热量与电阻丝加热时释放的热量使得吸热介质(水)温度变化以及热释放过程基本一致时，这就可以通过已知的校准用电热量计算得到气体的发热量。如图 2所示，理想的热量计与环境之间应有良好的隔热处理，这样才能保证测得的温度变化只与燃烧反应释放的热量相关。高位发热量通过式(1)计算：
式中：HS为高位发热量，MJ/m3；ccomb为热量计的热容，J/K；Δ Tad.comb为气体燃烧后造成的温度升高值，K；mgas为气体质量，kg；K为校正系数。
中国石油西南油气田公司天然气研究院目前正在建设一套1级发热量直接测定系统。该系统采用Cutler-Hammer发热量测定技术，用燃烧法直接测定天然气发热量，气体发热量测定范围36~43 MJ/m3，并且可扩展至30~45 MJ/m3。发热量测定相对不确定度优于0.25%(36~43 MJ/m3，k=2)。
Cutler-Hammer热量计是ISO 15971-2008推荐的1级标准装置，最高可以达到0.17%(k=2)的不确定度水平。它的测量原理是：一定量的气体完全燃烧，通过热交换器，将燃烧产生的热量传递给相关热吸附介质(一般为空气)，使得介质的温度随之升高，通过检测介质升高的温度就可以计算得到相关气体的单位发热量值。
建立这套装置的目的是逐步提高我国天然气发热量直接测定的技术水平，在此基础上进一步努力，达到国际0级水平，完善发热量直接测量溯源链建设，为我国全面推行天然气能量计量及结算提供溯源基础。
GB/T 22723-2008规定天然气发热量直接测量是发热量测量的溯源基础，同时也给出可用的天然气发热量间接测量方法，即通过气相色谱仪测得天然气的组成(在线或离线)，然后根据GB/T 11062-1998《天然气-发热量、密度和相对密度的计算》由组成数据计算得到单位发热量数值。发热量间接测量采用与发热量直接测量系统完全不同的装置和技术，并且属于完全不同的两个溯源体系。
流量计量与发热量测量二者联合才能构成能量计量。通过发热量直接测量或间接测量技术得到的单位发热量均需与流量进行积分才能得到某一时间段内通过界面的天然气能量值。
在生产实际中，天然气输气管网上的许多站点没有条件安装气相色谱仪，因此在已知管道布局和气源状态前提下，对天然气物性参数随管道长度、流速、压力和时间等因素的变化规律进行计算，用状态重构和流体力学的方法建立数学模型是十分重要和必要的。具体计算过程是：根据基本的流体力学方程组推导管线压力分布和质量流量的计算公式，结合物性参数求出体积流量和流动速度，进而求出有在线色谱设备的站点测出的气体组分到达被赋值站点的流动时间，从而对组分和发热量进行赋值计算。
气体在管道内流动时可视为一元流动，满足质量守恒、动量守恒和能量守恒，由流体力学基本原理可建立相应的连续性方程、能量方程、运动方程和气体状态方程，这些方程描述了气体的压力、密度、流速和温度、压缩因子等物理量之间的关系。为了简化推导过程，可作如下假设：
(1) 气体在管道中的流动过程为等温过程，即温度不变，T=常数。
(2) 气体在管道中的流动为稳定流动，即气体的质量流量，在管道的任一截面上为常数，即气体的质量流量不随时间也不随距离而改变。根据以上的假设条件可得稳定流动时气体管流的基本方程为：
式中：p为压力，Pa；ρ为气体密度，kg/m3；λ为水力摩阻系数；x为管道的轴向长度，m；D为管道内径，m；v为管内气体流速，m/s；g为重力加速度，m/s2；s为高程，m。
当地形高差小于200 m时ds=0，则可求得水平输气管道质量流量为：
式中：PQ为输气管计算段的起点压力，MPa；PZ为输气管计算段的终点压力，MPa；D为管道内径，m；λ为水力摩阻系数；Z为天然气在管道输送条件下的压缩系数；R为气体常数；T为天然气的平均温度，K；L为输气管道计算段的长度，m。
当输气管线路上有高于或低于起点高程200 m以上的地段时，就应该考虑高差和地形起伏对输气管输气能力的影响。这样的输气管可以看作是不同坡度的直管段连接而成。每一段的起始点和终点就是线路上的地形起伏较大的特征点。特征点之间微小的起伏则予以忽略。对于任意坡度的直管段，忽略气体流速增大影响稳定流动的因素，其方程为：
已知：
式中：Δs为高差，m；l为相同斜率的直管段长度，m。则式(4)可整理为：
式中：
如图 3所示，每一段的起始点和终点就是线路上的地形起伏较大的特征点，特征点之间微小的起伏则予以忽略。对式(5)在图 3(b)中所示的各段进行积分可得到式(6)：
对各管段的方程组进行求解并整理和简化得到高程有起伏的管道稳态运行时的质量流量为：
式中：pQ为每一段输气管计算段的起点压力，MPa；pZ为每一段输气管计算段的终点压力，MPa；sz为起点高程，m；li为斜率相同的直管段长度，m；si-1为各段起点高程，m；si为各段终点高程，m；L为输气管道总长度，m。
在计算过程中，根据用户选择的步长将管道分为多个小的管段，根据起始端压力计算每一个小段末端的压力值可得出整根管道的压力分布。
天然气密度和相对密度计算可参考文献[10]，压缩系数计算可参考文献[11-13]，燃烧热值计算可参考文献[14]。
根据各管段的质量流量及物性参数可求出体积流量，进而求出流动速度:
式中：Pi(x, t)为天然气管段第 i段处的压力，MPa；Qi(x, t)为天然气管段第 i段处的流量，NM3/D；vi为天然气管段第 i段处的流动速度，m/s。
流动时间：
式中：Δxi为差分计算步长，m；Δt为流动时间，s。
国内天然气能量计量的标准和相关法规基本与国际接轨，达到先进水平，能够满足能量计量实施的需要。但在发热量直接测定装置的研发方面与国外先进水平还有不小的差距，德国等国家的发热量直接测定装置的测量不确定度已经可以达到0.05%的水平，而国内目前只能达到1.0%的不确定度水平，远不能达到能量计量溯源基准的要求，因此应在这方面加大研究力度。
发热量赋值模型方面，本文介绍了由流体力学基本理论出发，结合等温和稳态流动假设，得到了水平和起伏管段各自的流速计算公式，给出了气体在管道内流动时间的计算方法，奠定了赋值软件的基础。但在实际生产中，管道的输气温度必然与环境温度相关，在阀门、接头、流量计等处必然存在湍流，因此模型的计算和赋值精度必然受到一定程度的限制。另外，在天然气输送过程中，管道的实际运行参数如流量、压力、温度、管道坡度等均会对赋值模型计算结果的不确定度产生影响。因此，管道管理公司提高信息化管理水平和数据应用能力是赋值技术能够达到现场赋值精度要求的必要条件。
2013, Vol. 42 Issue (3): 297-301
2013, Vol. 42 Issue (3): 297-301