2019年5月31日国家发改委发布《油气官网设施公平开放监管办法》，办法第13条明确规定：原油、成品油管网设施运营企业在商品交接及计算运输费、储存费时，按照有关规定和标准进行计量。
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。
文 | lotpal
按照发改委、能源局、住建部、市场监管总局联合发布的《油气管网设施公平开放监管办法》要求，除居民用户外，其他天然气贸易应在24个月内实现能量计量、计价、结算。在这样的情况下，搞清楚天然气的单位发热量如何获取，以及获取过程中的技术细节和不确定度（误差）的数量级就成为贸易各方需要关注的焦点问题。因为：
能量 = 天然气的量（体积、质量）×单位发热量（即热值，MJ/m3,MJ/kg）
在大贸易量的情况下，单位发热量的不确定度（误差），对结算值将产生相应数量级的影响。
目前天然气的单位发热量测定主要有两种方法，一种是直接燃烧法，一种是间接测定和计算法，即用气相色谱法、红外光谱法、激光拉曼光谱法或其他方法测定组成后用标准（GB/T 11062即ISO 6976）计算单位发热量。其中直接燃烧法是标准中规定的仲裁方法，可以溯源至国际基本单位，但由于其测定过程对环境的温度、压力条件要求较高，目前国际上还没有能够在计量站现场直接应用的商业化装置，因此目前天然气计量站主要还是通过测定组成后代入公式计算的间接方法获得天然气的单位发热量。用标准中的方法计算单位发热量，仍需通过直接燃烧法测得的天然气中各纯组分的发热量基础数据。另外，由于组成分析设备只能检测所配气体标准物质中已知组分的含量，实际上管道天然气中的组分经常是很复杂的，其中大量含量较低的微量、痕量未知组分的小色谱峰往往是被忽略掉的，故对单位发热量精度要求较高的情况下，仍需要通过高准确度直接燃烧法测定装置测试，才能得到最准确的结果。
在以前体积计量、计价和结算的情况下，天然气组成的误差主要影响工况压缩因子和标况压缩因子，对标况压缩因子的影响几乎可以忽略不计，对工况压缩因子影响的数量级大约在十万分之一至万分之一之间。基于这样的原因，可以说天然气计量站安装的组成分析设备，其管理远未得到足够的重视，大量现场安装的气相色谱仪都处于不太健康的工作状况下，是不能达到未来能量计量方式实施要求的。
要说明目前计量站现场的设备管理存在的问题，需要先搞清楚它的工作原理。目前的天然气计量站一般安装的典型组成分析系统其结构和工作原理见下图：
典型组成分析系统（气相色谱仪）结构和工作原理
由图中可以看到，关键之处有以下几个方面：
一、有的气相色谱系统（典型的如爱默生公司的Daniel系列色谱），其标准气和样气通过换向阀控制，确定哪一路气体进入色谱仪分析，而有的系统则通过不同的气路接入分析仪；
二、有的计量站的色谱仪在标准气入口和样气入口均安装有过滤短节，而有的系统却未安装，而安装了过滤短节的，往往也未按照仪器的运行要求，按照半年至一年的周期进行定期更换；
三、色谱分析仪的主体中，有的系统分为不同的模块（如Elster公司的色谱仪），分别处理不同的组分，而有的系统则没有明确的模块划分（如艾默生公司的色谱仪），但不管哪种模式，都有切换阀和膜片，用于将气体各组分导入不同的色谱柱和检测器进行分析和定量；
四、在色谱柱中，有流动相和固定相，天然气中的各个组分根据在两相之间交换和停留时间的不同，最终会以不同的时间到达色谱柱出口，进入检测器，通过检测器中电流的变化进行定量，通过不同组分的出峰时间进行定性。
相应地，可能引发的问题主要有以下几个：
一、换向阀门封闭不严，则发生标准气和样气混合的情况，从而造成校正因子偏差（具体影响后面分析），进而影响检测结果的准确度；
二、过滤短节使用过久，失去过滤效果，造成管道中的杂质，如高碳烃类、芳香烃、油脂等进入色谱柱，并在其中富集，由于在线色谱仪的柱箱温度最高只有80℃左右，其中富集的杂质很难气化排出，持续施放，造成检测结果不准；
三、切换阀和膜片密封不严，造成空气混入、样气与标气混合，同样会影响校正因子及检测结果的准确度。
组成分析系统的定值原理如下，一般均假设仪器对天然气中各组分的检测响应函数为一通过原点的直线，即如下图所示：
其中：y为仪器的响应值（一般以峰面积表示），而x为天然气中某个组分的浓度，k为直线的斜率（即仪器的响应因子）。
一般现场均配备一瓶标准气，其作用即为给定x的值，由此求得k的值，从而在测定样气组成时，以这个响应因子k和仪器测得的响应值y来计算得到组分浓度x。
但不幸的是，现场的仪器由于运行状态的问题，比如阀门内漏、空气混入、色谱柱内残留污染物持续施放等各种因素的影响，其响应函数往往是不通过原点的，即直线的截距不为0，如下图所示：
实际上，在现场以载气（通常是氦气）通入仪器进行检测，往往在吹扫一个小时甚至两个小时后，仍会有各种组分的色谱峰残留。此时，仍以公式y=kx计算校正因子k，并通过这个k值计算组成含量，当然会造成误差（具体的误差数值需要通过现场试验和数据计算进行评估，不同仪器结果不同，此处不给出具体值），从而给单位发热量、压缩因子、密度、相对密度等物性参数的计算结果引入相应的误差。如前所述，组成含量的误差对体积量的影响一般在万分位以下（小数点以后第4位），但对发热量的影响可能会在百分位甚至十分位（小数点以后第2位甚至第1位），这样可能为正也可能为负的不可控误差，对于能量计量情况下的大贸易量交易当然是不可接受的。
更进一步，在多数情况下，组成分析系统对各个组分的响应曲线甚至可能不是直线，或者说在一个较大的测量范围内，不可能为直线，如下图所示：
其中蓝色竖线表示标准气和样品气组成相差较远时可能发生的情况（其中存在较大的非线性误差），红色表示两者相距较近时的情况。
所以GB/T 13610和GB/T 27894系列标准（对应ISO 6974）中均对标准气的组成含量提出要求：标准气的组成与样气组成含量应尽量接近，最大不能超过样气含量的2倍，最小不能低于样气含量的1/2。对于气质变化较大的计量站，配备一瓶标准气往往不能达到要求，配备多瓶标准气，其管理难度则会大幅度增加。
因此，GB/T 28766-2018《天然气分析系统性能评价（对应ISO 10723-2012）》特别增强了对组成分析设备性能评价过程中的仪器响应函数考察，通过现场试验获取数据，代入公式/软件进行计算分析，给出仪器真实响应函数，以及在给定测量范围内的测量不确定度。
但遗憾的是，目前现场应用的组成分析仪器往往不具备设置各组分响应函数的功能，因此需要通过流量计算机、上位机中设置相应的程序，通过读取仪器给出的测量峰面积，代入程序计算，得到真实的组成含量测定结果，从而保证能够得到准确的单位发热量等物性参数。
这样做的好处是：在完成性能评价后，仪器一般应具有一定的稳定性，其响应函数在短期内是不变的，则现场可以不再配备标准气，只需要定期（如半年、一年或两年，视仪器管理情况和样气的气质情况而定）对仪器开展性能评价，对响应函数的系数进行修正即可。
因此，在天然气能量计量方式实施前，贸易相关各方适当增加组成分析设备的配备数量是一方面，对各自现有的分析系统开展性能评价，掌握其运行状态，从而针对存在的问题加强维护，提升管理水平，则是更为迫切需要开展的工作。
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