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1、中华人民共和国国家计量技术规范JJF19932022天然气能量计量技术规范ciiiMetrologialSpecfcatonfortheEnergyMeasurementofNaturalGas-20220926发布20230326实施国家市场监督管理总局发布
2、JJF19932022天然气能量计量技术规范ciiiMetrologialSpecfcatonfortheEnergyMeasurementofNaturalGas
3、9;JJF19932022归口单位:全国能源资源计量技术委员会能源计量分技术委员会主要起草单位:中国计量科学研究院参加起草单位:中国石油西南油气田分公司天然气研究院中国石油化工股份有限公司天然气分公司国家石油天然气管网集团有限公司西气东输分公司南京计量研究中心国家石油天然气管网集团有限公司西气东输分公司武汉计量研究中心中海石油气电集团有限公司北京市燃气集团计量检定中心本规范委托全国能源资源计量技术委员会能源计量分技术委员会负责解释JJF19932022目录引言()1范围(1)2引用文件(1)3术语和计量单位(2)3.1术语(2)3.2计量单位(2)4计量特性(2)5计量条件
4、(3)5.1天然气(3)5.2参比条件(3)5.3计量器具配备(3)6计量方法(3)6.1天然气流量(3)6.2天然气发热量(4)6.3天然气能量(7)6.4数据采集处理装置(8)6.5替代值的确定(8)7计量结果的表达(9)附录A天然气中常见组分的摩尔质量及物性参数(10)附录B天然气能量计量系统不确定度评定示例(11)附录C天然气能量计量系统的等级评定示例(22)附录D天然气能量计量系统评价报告参考格式(23)JJF19932022引言本规范根据我国天然气能量计量的需要,结合我国能量计量技术水平及行业现状制定。JJF1071国家计量校准规范编写规则、JJF1001通用计量术语及定义和JJF
5、1059.1测量不确定度评定与表示共同构成支撑本规范制定工作的基础性规范。本规范参照GB/T18603天然气计量系统技术要求GB/T22723天然气能量的测定进行制定。本规范为首次发布。JJF19932022天然气能量计量技术规范1范围本规范规定了用于贸易计量的天然气能量计量系统的评价、天然气能量计量结果的核验及其等级的评定方法。本规范适用于GB/T18603中规定的设计通过能力不低于100m3/h(计量参比条件下),工作压力不低于0.1MPa(表压)的管道输送天然气。其他计量参比条件,或其他天然气能量计量系统也可参考执行。本规范不涉及与其应用有关的所有安全问题,用于天然气能量计量的温度变送器
6、、压力变送器、流量计等计量器具均应符合相应的防爆等安全要求。2引用文件本规范引用了下列文件:JJG700气相色谱仪JJG1003流量积算仪JJG1055在线气相色谱仪JJF1059.1测量不确定度评定与表示GB/T11062天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法GB/T13609天然气取样导则GB/T13610天然气的组成分析气相色谱法GB/T17281天然气中丁烷至十六烷烃类的测定气相色谱法GB/T17747(所有部分)天然气压缩因子的计算GB17820天然气GB/T18603天然气计量系统技术要求GB/T22723天然气能量的测定GB/T25476可调谐激光气体分析仪GB/T27
7、894(所有部分)天然气在一定不确定度下用气相色谱法测定组成GB/T28766天然气分析系统性能评价GB/T30490天然气自动取样方法GB/T30491.1天然气热力学性质计算第1部分:输配气中的气相性质GB/T30500气体超声流量计使用中检验声速检验法GB/T35186天然气计量系统性能评价GB/T35211天然气发热量的测量连续燃烧法GB/T37124进入天然气长输管道的气体质量要求SY/T7433天然气的组成分析激光拉曼光谱法凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本规范;凡是不注日期的引用文1JJF19932022件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本规范。3术语和计量单位3
8、.1术语i3.1.1计量系统measurngsystem用于实现专门计量的全套计量仪表和其他设备。iil3.1.2发热量calorfcvaue单位量的气体在空气中完全燃烧时所释放出的热量。发热量分为体积发热量、摩尔i发热量和质量发热量。3.1.3干基drybass含水蒸气物质的量分数不大于0.00005的天然气,其发热量计算时,水的含量设定为零。it3.1.4燃烧参比条件combustonreferencecondiion燃料燃烧时,规定的气体温度、压力和含水状态。1注:本规范使用的燃烧参比条件为t=20、p1=101.325kPa、干基。it3.1.5计量参比条件meterngreferen
9、cecondiion燃料贸易交接计量时,规定的气体温度和压力。2注:本规范使用的计量参比条件为t=20、p2=101.325kPa。ilii3.1.6高位发热量superorcaorfcvalue单位量的气体在空气中完全燃烧时所释放出的热量,其燃烧生成的水蒸气冷凝为液体,其余产物均为气态。注:本规范中的发热量,均指燃烧生成的水蒸气冷凝为液体的高位发热量。3.1.7能量energy气体完全燃烧所释放出的热量,等于气体量(体积、质量或物质的量)与其发热量在规定的条件下的乘积。stc3.1.8数据采集处理装置dataacquiiionandprocessngdevie接收计量器具采集的数据、计算和指
10、示参比条件下能量参数的装置。3.2计量单位3.2.1流量立方米每时,符号m3/h;千克每时,符号kg/h。3.2.2发热量兆焦每立方米,符号MJ/m3;兆焦每千克,符号MJ/kg。3.2.3能量焦耳及其倍数,如千焦、兆焦和吉焦,符号J、kJ、MJ、GJ;千瓦时,符号kWh。在大宗和中上游贸易交接采用吉焦(GJ),下游发电、商业和民用贸易交接采用千(瓦时kWh)。焦耳与千瓦时换算关系为:1J2.77810-7kWh。4计量特性2本规范使用天然气能量的最大允许误差(MPE)表征天然气能量计量系统的计量计量参数MPEVA级B级C级D级温度0.50.51.01.0压力0.2%0.5%1.0%1.0%工
11、作条件下体积流量0.7%1.2%1.5%发热量在线测定0.5%1.0%1.0%离线测定或赋值0.6%1.25%2.0%能量1%2%3%5%JJF19932022特性,并按最大允许误差的绝对值(MPEV)分为如下4个等级:A级:MPEV为1%;B级:MPEV为2%;C级:MPEV为3%;D级:MPEV为5%。5计量条件5.1天然气天然气气体质量应符合GB17820的要求;进入天然气长输管道的气体质量,还应符合GB/T37124的要求。5.2参比条件本规范采用的计量参比条件为:20,101.325kPa,干基,也可以采用合同规定的其他温度和压力作为计量参比条件。5.3计量器具配备天然气能量计量系统
12、的相应计量器具应符合GB/T18603的规定,并符合相应计量检定规程或校准规范的技术要求,具有有效的检定或校准证书。不同MPEV等级的温度、压力和流量计等计量器具的准确度应满足表1的要求。表1天然气能量计量系统的配备要求q计量参比条件下天然气的体积流量或质量流量,m/h或kg/h。6计量方法6.1天然气流量天然气流量可以采用体积流量或质量流量。一段时间内通过贸易计量界面的天然气1的体积或质量可由流量积分计算得到,见式():tQ=qd(1)式中:Q一段时间内通过贸易计量界面的计量参比条件下天然气的体积或质量,m3或kg;33JJF199320226.1.1流量测量可使用速度式、差压式、容积式、质
13、量式等不同原理的流量计测量得到体积流量或质量流量,其测量不确定度或准确度等级应符合GB/T18603要求。流量计的上、下游直管段长度、内径和内壁粗糙度,温度套管插入长度和位置,取压位置,流动调整器类型和位置,以及数据采集和处理方法等应符合流量计相应规范或标准要求。6.1.2温度测量温度测量使用温度变送器,其测量不确定度或准确度等级应符合GB/T18603要求,安装应符合流量计相应规范或标准要求。6.1.3压力测量压力测量使用压力变送器或差压变送器,其测量不确定度或准确度等级应符合GB/T18603要求,安装应符合流量计相应规范或标准要求。6.2天然气发热量天然气体积发热量或质量发热量可以采用直
14、接测定、间接测定或关联技术方法获得。6.2.1直接测定发热量直接测定法是以恒定流速流动的天然气在足够的空气中燃烧,所释放的能量被传递到热交换介质,并使其温度升高,气体的发热量与热交换介质的升高温度直接相关,可使用GB/T35211规定的方法测定。6.2.2间接测定发热量间接测量方法通过测量天然气各组分含量,乘以所对应纯气体的发热量,将各项加和,同时考虑天然气的可压缩性,计算得到天然气体积发热量或质量发热量。目前,天然气组分含量的获取方式主要分为3种:1()天然气组分含量在线测定;23()天然气组分含量离线测定(点样、累积取样);()天然气组分含量赋值(单一及多气源)。6.2.2.1天然气组分含
15、量在线测定和离线测定1)计量器具a)分析仪器,在线色谱仪计量性能应符合JJG1055要求,离线色谱仪计量性能应符合JJG700要求。光谱分析仪计量性能应符合GB/T25476和SY/T7433要求。b)标准物质,色谱仪周期检定/校准以及日常校准时应使用有证标准物质,且标准物质应在其证书规定的有效期内。c)计量系统投运后、检定/校准期间和设备故障维修后的天然气组分含量在线和离线分析系统性能评价可参照GB/T28766规定的方法开展。2)测量方法a)取样天然气取样有直接取样和间接取样(点样和累积取样)2类共3种方法。天然气直接取样后用于在线分析组成;间接取样后用于离线分析组成。取样位置、取样探头、
16、取样管线、取样容器(间接取样)、样品处理(直接取样)和取样数量等应4气体密度,kg/m;d(2)JJF199320222符合GB/T13609的要求;累积取样时,取样控制等还应符合GB/T30490的要求。为保证测量结果的准确度,取样位置应尽量靠近流量计,并按照GB/T13609的方法计算特定周期内(如小时、日、周和月)的取样数量,见式():n=tsr式中:n特定周期内的取样数量;tt因子,从GB/T13609表A.1中查得;sr特定周期内发热量(使用组成分析数据计算)的相对标准偏差;d计量系统发热量要求的误差限。b)组成分析9天然气中摩尔分数高于0.005%的组分均应被测量分析。所有组分含量
17、原始测量结果的总和应在(9.0%101.0%)范围内。对每个组分含量的原始测量结果进行归一化,获得每个组分的归一化摩尔分数。组分含量分析方法应符合GB/T13610或GB/T27894的要求;当对天然气重组分进行分析时,分析方法还应符合GB/T27894.3、GB/T27894.6和/或GB/T17281的要求。6.2.2.2天然气组分含量赋值1)可变赋值安装在线色谱仪的计量站根据计算出的赋值延迟时间对没有安装在线色谱仪的下游3计量站进行赋值。延迟时间可根据赋值源到被赋值计量站距离、在线色谱仪分析周期内流入管道的天然气量和管道中天然气组分含量变化量、计算管道内天然气平均流速等计算得到,式()供
18、参考。D2vs-dp=dxv2+gd+d22(3)式中:p压力,Pa;3水力摩阻系数;x管道轴向位置,m;D管道内径,m;v管内气体流速,m/s;g重力加速度,m/s;s高程,m。2)固定赋值固定赋值是在固定的时间内,把固定的组分含量或发热量,赋值给下游计量站。计量站可通过对赋值期间上游在线色谱仪分析组成数据平均值作为固定赋值组分含量;可使用流量算数平均值或加权平均值进行固定赋值组分含量的计算,以使能量值满足相应5JJF19932022计量等级要求,具体可参考GB/T22723的10.2。6.2.2.3发热量计算1)体积发热量根据天然气组分含量的测定结果,可计算得到计量参比条件下天然气的体积发
19、热量。a)理想气体体积发热量4已知天然气的各组分含量,根据式()计算计量参比条件下天然气理想气体体积发热量:H1,V(2,p2)=xjHj01,V(2,p2)(4)N0tttt式中:sj=1H0s1,V(2,p2)计量参比条件下天然气混合物的理想气体体积发热量,ttHj01,V(2,p2)计量参比条件下混合物中组分j纯气体的理想气体体积ttMJ/m3或kWh/m3;xj天然气混合物中组分j的摩尔分数;发热量,MJ/m3或kWh/m3。b)真实气体体积发热量5根据理想气体体积发热量,按照式()计算真实气体体积发热量。Hs1,V(2,p2)=H0s1,V(2,p2)ttZmix(2,p2)(5)t
20、t式中:tHs1,V(2,p2)真实气体体积发热量,MJ/m3或kWh/m3;ttZmix(2,p2)=1-xbj2(6)tZmix(2,p2)计量参比条件下的压缩因子。6其中,压缩因子Zmix按照式()计算:ntjj=1式中:tZmix(2,p2)计量参比条件下的压缩因子;bj组分j的求和因子,bj=1-Zj,Zj为组分j的压缩因子。2)质量发热量根据天然气组分含量的测定结果,计算天然气的质量发热量。根据每种组分的含量和该组分纯气体发热量,计算每种组分的发热量贡献,累加在一起得到天然气的质量发热量。具体方法如下:a)理想气体质量发热量78已知天然气的各组分含量,根据式()和式()计算计量参比
21、条件下天然气理想气体质量发热量:60=Hs式中:H0s天然气混合物的理想摩尔发热量,MJ/kmol或kWh/kmol;q计量参比条件下的体积流量,m/h;qa工作条件下的体积流量,m/h;M(7)M=xjMj(8)p2TaZa(9)JJF19932022-sH0nj=1H0s天然气混合物的理想质量发热量,MJ/kg或kWh/kg;-M天然气混合物的摩尔质量,kg/kmol;Mj天然气混合物中组分j的摩尔质量,kg/kmol;xj天然气混合物中组分j的摩尔分数。b)真实气体质量发热量真实气体质量发热量与相应的理想气体质量发热量在数值上相等。计量参比条件下,天然气中常见组分的摩尔质量、理想体积发热
22、量、理想摩尔发热量、理想质量发热量、压缩因子和求和因子如附录A所示。6.2.3发热量关联技术关联技术是利用气体的一个或多个物理性质与其发热量之间的关系进行测定,也可基于化学计量燃烧原理进行测定。6.3天然气能量6.3.1物性参数天然气有工作条件下的物性参数和计量参比条件下的物性参数,适用于体积流量和能量的测定和状态换算。目前,天然气物性参数主要采用6.2.2间接测定方法测量得到的组分数据计算得到,或6.2.3关联技术方法通过发热量与多个物理性质之间的关系计算得到。1)工作条件下的压缩因子和密度使用GB/T17747(所有部分)规定的方法计算。工作条件下的声速、焓、熵、等熵指数等物性参数使用GB
23、/T30491.1规定的方法计算。2)计量参比条件下的压缩因子、密度和高位发热量等物性参数使用GB/T11062规定的方法计算。6.3.2计量参比条件下体积流量当使用速度式、差压式、容积式等原理的流量计测量流量时,测量得到的工作条件9下的体积流量可按式()换算成计量参比条件下的体积流量:q=qapaT2Z2式中:33pa工作条件下的绝对静压力,MPa;Ta工作条件下的气体热力学温度,K;7q计量参比条件下的体积流量或质量流量,m/h或kg/h;tnttdm=1m=1E()=e()tEm=QmHsm(11)JJF19932022Za工作条件下的气体压缩因子;p2计量参比条件下的绝对静压力,MPa
24、;T2计量参比条件下的气体热力学温度,K;Z2计量参比条件下的气体压缩因子。6.3.3计量参比条件下能量1t计量参比条件下天然气能量流量按式(0)计算:e()=qHs(10)式中:te()天然气能量流量,MJ/h或kW;30ntHs天然气体积或质量发热量,MJ/m3或MJ/kg,或kWh/m3或kWh/kg。对于管输天然气,将一段时间内,即tt,单位时间dt内的能量流量e()积分可得到其能量。实际过程中,时间间隔细分为n个单位时间段(如:小时、天、周、月、年),单位时间段内的能量为流经管道的天然气体积与其体积发热量,或质量与其质量发热量的乘积,贸易计量周期内全部时间段能量加和得到总能量。nnt
25、0式中:t贸易计量周期,以合同双方约定为准,确定用于计费目的的能量测定的最短周期可以为色谱仪的分析周期,或1h或其倍数(即天、周、月、年);0nt贸易计量周期内开始时间;t贸易计量周期内结束时间;tE()贸易计量周期内通过贸易计量界面的天然气总能量,MJ或kWh;Em贸易计量周期内第m次测量天然气发热量期间内通过贸易计量界面的天然气能量值,MJ或kWh;Qm贸易计量周期内第m次测量天然气发热量期间内通过贸易计量界面的天然气在计量参比条件下的体积或质量,m3或kg;Hsm贸易计量周期内第m次天然气体积发热量或质量发热量,MJ/m3或kWh/m3,或MJ/kg或kWh/kg。6.4数据采集处理装置
26、在现场工作条件下,应在计量系统中配置数据采集处理装置(如流量积算仪,流量计算机等),其性能应符合JJG1003规定的相应要求,输出的天然气物性参数、计量参比条件下体积流量、计量参比条件下能量等参数,可按照GB/T11062、GB/T17747、GB/T18603、GB/T22723中的相关公式开展计算核查。6.5替代值的确定对于没有冗余的计量系统,当系统设备无法正常提供准确值时,应该使用替代值。GB/T22723附录G给出了替代值的获得方式,应根据实际情况确定最佳的解决方案。8JJF199320227计量结果的表达天然气能量计量结果为天然气能量值及其相对扩展不确定度Ur和MPEV,详见附录B、
27、附录C。9序号组分摩尔质量Mjkg/kmol理想体积发热量0Hj3MJ/m理想摩尔发热量-0HjMJ/kmol理想质量发热量Hj0MJ/kg压缩因子Zj求和因子bj1C116.04337.044891.0955.5450.99810.04362C230.07064.911561.4151.930.99200.08943C344.09792.292220.1350.350.98340.12884n-C458.123119.662878.5749.530.96820.17835i-C458.123119.282869.3849.370.97100.17036n-C572.150147.043537
28、.1749.030.94500.23457i-C572.150146.763530.2448.930.95300.21688Neo-C572.150146.163516.0148.730.95900.20259C686.177174.464196.5848.700.91900.284610N228.01350000.99970.017311He4.00260001.00050.000012CO244.0100000.96500.187113Ar2.015911.889285.99141.871.0006-0.005114H2S34.08223.37562.1916.500.99000.1000
29、15H2O18.01531.8444.2242.450.95200.2191JJF19932022附录A天然气中常见组分的摩尔质量及物性参数2计量参比条件(0、101.325kPa)下天然气中常见组分的摩尔质量及物性参数见表A.1。.2.1表A1计量参比条件(0、01325kPa)下天然气中常见组分的摩尔质量及物性参数1234-455-56注:C,甲烷;C,乙烷;C,丙烷;n-C,正丁烷;iC,异丁烷;n-C,正戊烷;iC,异戊烷;neo-C,新戊烷;C,己烷;N2,氮气;He,氦气;CO2,二氧化碳;Ar,氩气;H2S,硫化氢;H2O,水。10JJF19932022附录B天然气能量计量系统不
30、确定度评定示例11t根据式(0)、式(1),天然气能量E()等于贸易计量周期内若干个时间段内天然气能量Em之和,每个时间段内的能量等于该时间段内流过贸易计量界面的天然气体积流量和体积发热量的乘积,或质量流量和质量发热量的乘积见式(B.1)。流量及发热量通过各自的溯源链溯源至国家基准,如图B.1所示。E()=Em=qmHsm(B.1)图B.1天然气能量量值溯源框图由于天然气能量和各个时间段内的天然气能量测量所使用的计量仪器设备相同,测量结果间存在正相关,因此,天然气能量的相对标准不确定度等于各个时间段内的天然气能量的相对标准不确定度。基于式(B.1),天然气能量的不确定度可由体积流量和体积发热量
31、,或质量流量和质量发热量的不确定度合成得到,即:nntm=1m=1式中:E2H2Equr()=ur(m)=ur()+ur(s)(B.2)Eur()天然气能量的相对标准不确定度,%;qHur()天然气体积或质量流量的相对标准不确定度,%;ur(s)天然气体积或质量发热量的相对标准不确定度,%。以下为3个应用场景天然气能量不确定度评定示例:11p2TaZa(B.3)3=0.58%(B.5)310/6=0.20%(B.6)JJF199320221)1#计量站,运行温度为20、运行压力为6.0MPa。第一路安装速度式流量计,流量计1.0级检定合格;第二路安装质量流量计,流量计1.0级检定合格;压力变送
32、器量程为10MPa,0.2级检定合格;温度变送器经校准不确定度为0.5;安装在线气相色谱仪,经检定合格;标气组分含量及各组分含量不确定度见表B.1,甲烷为平衡气。2)2#计量站,运行温度为20、运行压力为6.0MPa。安装速度式流量计,流量计1.0级检定合格;压力变送器量程为10MPa,0.2级检定合格;温度变送器经校准不确定度为0.5;每周取样进行离线组分含量分析。3)3#计量站,运行温度为20、运行压力为6.0MPa。安装速度式流量计,流量计1.0级检定合格;压力变送器量程为10MPa,0.2级检定合格;温度变送器经校准不确定度为0.5;每月使用1#计量站气质组分含量进行赋值。B.1天然气
33、流量的不确定度评定9B.1.1计量参比条件下体积流量的不确定度评定按照式(),计量参比条件下的体积流量计算如下:q=qapaT2Z2B根据式(.3),体积流量的相对标准不确定度可表示为:22T222ZZqqpur()=ur(a)+ur(a)+ur(a)+ur(a)+ur(2)(B.4)式中:qqpTZZur()计量参比条件下体积流量的相对标准不确定度,%;ur(a)工作条件下体积流量的相对标准不确定度,%;ur(a)工作条件下绝对静压力的相对标准不确定度,%;ur(a)工作条件下气体热力学温度的相对标准不确定度,%;ur(a)工作条件下气体压缩因子的相对标准不确定度,%;ur(2)计量参比条件下气体压缩因子的相对标准不确定度,%。B.1.1.1工作条件下的体积流量不确定度体积流量测量的流量计的准确度等级为1.0级,按均匀分布,即:qur(a)=1%B.1.1.2工作条件下的压力不确定度(计量站运行压力为6.0MPa,压力变送器为010)MPa,0.2级(引用误差),按均匀分布,则其压力测量的相对标准不确定度为:pur(a)=0.2%B.1.1.3工作条件下的温度不确定度计量站配置的温度变送器最大允许误差0.5,平均温度为20,即293.15K,按均匀分布,则其温度测量的相对标准不确定度为:12H=xjH0jN(.13)B0293.1530.10%(B.7)