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JJF 1993-2022 天然气能量计量技术规范.pdf

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%

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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GB/T 33588.3-2020 雷电防护系统部件（LPSC）第3部分：隔离放电间隙（ISG）的要求，还应 符合GB/T37124的要求。

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

天然气能量计量系统的相应计量器具应符合GB/T18603的规定，并符合相应计量 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

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 的体积或质量可由流量积分计算得到，见式（1）：

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， 或kg； 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. 1. 1流量测量

可使用速度式、差压式、容积式、 质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订 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 安装应符合流量计相应规范或标准要求

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 3/T18603要求，安装应符合流量计相应规范或标准要求，

天然气体积发热量或质量发热量可以采用直接测定、间接测定或关联技术方 得

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

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； （2）天然气组分含量离线测定（点样、累积取样）； （3）天然气组分含量赋值（单一及多气源）

6.2.2.1天然气组分含量在线测定和离线

a）分析仪器，在线色谱仪计量性能应符合JG1055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 大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。大然 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、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

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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（2)：

式中： 特定周期内的取样数量； t一t因子，从GB/T13609表A.1中查得； S一特定周期内发热量（使用组成分析数据计算）的相对标准偏差； d一一计量系统发热量要求的误差限。 b）组成分析 天然气中摩尔分数高于0.005%的组分均应被测量分析。所有组分含量原 始测量结果的总和应在（99.0%～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 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（3）供参考，

式中： 力 压力，Pa; 气体密度，kg/m； 入 水力摩阻系数； 管道轴向位置，m； 管道内径，m； 管内气体流速，m/s； 8 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 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 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

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 热量。 a）理想气体体积发热量 已知天然气的各组分含量，根据式（4）计算计量参比条件下天然气理想气体 体积发热量：

H°［t1，V(t2，p2)］一—计量参比条件下天然气混合物的理想气体体积发热量 MJ/m或kW· h/m"; ；一一天然气混合物中组分i的摩尔分数； H[t1，V（t2，p2)一一计量参比条件下混合物中组分j纯气体的理想气体体积 发热量，MJ/m或kW·h/m3。 b）真实气体体积发热量 根据理想气体体积发热量，按照式（5）计算真实气体体积发热量

b）真实气体体积发热量 根据理想气体体积发热量，按照式（5）计算真实气体体积发热量

H,[t1, V(t2, p2)]= Hti,V(t2，)] Zmix(t2，p2)

H。[t1，V(t2，p2）]一真实气体体积发热量，MJ/m或kW·h/m； Zmix（t2，P2）一一计量参比条件下的压缩因子。 其中，压缩因子Zmix按照式（6）计算：

Zmix（t2，P2）一一计量参比条件下的压缩因子； /b；一一组分i的求和因子，b,=1一Z;，Z,为组分i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 已知天然气的各组分含量，根据式（7）和式（8）计算计量参比条件下天然气 理想气体质量发热量：

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H=M Hs M= ai·M

H一一天然气混合物的理想质量发热量，MJ/kg或kW·h/kg； H°一一天然气混合物的理想摩尔发热量，MJ/kmol或kW·h/kmol； M一一天然气混合物的摩尔质量，kg/kmol； M;一一天然气混合物中组分i的摩尔质量，kg/kmol； 天然气混合物中组分i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、理想体积发热量、理想摩 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. 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、熔、、等熵指数等物性参数使用GB/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 下的体积流量可按式（9）换算成计量参比条件下的体积流量：

式中： 工作条件下的体积流量，m²/h； pa 工作条件下的绝对静压力，MPa； 一工作条件下的气体热力学温度，K：

Z。一一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； T2—一计量参比条件下的气体热力学温度，K；

6.3.3计量参比条件下能量

计量参比条件下天然气能量流量按式（10）计算： e(t) =qH

中： e（t）一一天然气能量流量，MJ/h或kW； q一一计量参比条件下的体积流量或质量流量，m/h或kg/h； H—天然气体积或质量发热量，MJ/m"或MIJ/kg，或kW·h/m或kW·h/kg。 对于管输天然气，将一段时间内，即t。～t，，单位时间dt内的能量流量e（t）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

E(t) =["e(t)dt ~ ZEm=ZQmHsm

式中： t一一贸易计量周期，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）； to一 贸易计量周期内开始时间； 贸易计量周期内结束时间； E(t) 贸易计量周期内通过贸易计量界面的天然气总能量，MJ或kW·h； 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kW·h； 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，m"或kg； Hsm一 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 kW·h/m3，或MJ/kg或kW·h/kg。

6.4数据采集处理装置

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 十算机等），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

对于没有余的计量系统，当系统设备无法正常提供准确值时，应该使用替代值 3/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

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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U.和MPEV，详 录B、附录C。

计量参比条件（20℃、101.325kPa）下天然气中常见组分的摩尔质量及物性参 表A.1

表A.1计量参比条件（20℃、101.325kPa）下天然气中常见组分的摩尔质量及 物性参数

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根据式（10）、式（11），天然气能量E（t）等于贸易计量周期内若干个时间段内天 然气能量E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

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，或质量流量和质量发热量的不确定度合成得到，即

u(E)— 天然气能量的相对标准不确定度，%； 天然气体积或质量流量的相对标准不确定度，%； u.(H,) 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：

E(t)=Em=ZqmH ur(E)=ur(Em)=/u,（g)?+u,（H)

1）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天然气流量的不确定度评定

.1计量参比条件下体积流量的不确定度

照式（9），计量参比条件下的体积流量计

根据式（B.3），体积流量的相对标准不确定度可表示为：

PaT2Z2 =qa p.T.Z.

u(q) 计量参比条件下体积流量的相对标准不确定度，%： u(qa) 工作条件下体积流量的相对标准不确定度，%； u(pa) 一工作条件下绝对静压力的相对标准不确定度，%； u(Ta) 一工作条件下气体热力学温度的相对标准不确定度，%； u(Za) 工作条件下气体压缩因子的相对标准不确定度，%； u.(Z,) 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，按均勾分布，即：

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（0～10）MPa，0.2级（引用误差 均勾分布，则其压力测量的相对标准不确定度为：

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土0.5℃，平均温度为20℃，即293.151 均匀分布，则其温度测量的相对标准不确定度为：

B.1.1.4工作条件下的压缩因子不确定度

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ur(Ta)= 0. 5 ~0.10% 293.15X3

当使用GB/T17747计算工作条件下的压缩因子，输入的组成、温度和压力数值在 管输气范围内，并且其不确定度在输入参数不确定度限内时，压缩因子的相对标准不确 定度为：

u.(Z.)=0.05%

如果天然气组成分析使用二级标准气体，分析的重复性符合GB/T13610要求，使 用GB/T11062计算的计量参比条件下物性参数的相对标准不确定度可取：

.1.5计量参比条件下体积流量不确定度

t.(Z,)=0.03%

u,（q）=/0.58%²+0.20%²+0.10%²+0.05%2+0.03%²=0.63%（B.1 计量参比条件下体积流量相对标准不确定度也可参考GB/T35186中附录B.2进 定

B.1.2质量流量的不确定度评定

质量流量测量的流量计的准确度等级为1.0级，按均匀分布，即：

u,(qa) 1% ~ 0.58% /3

对于标准孔板或标准喷嘴，天然气质量流量测量相对扩展不确定度可按GB 186中附录B.5规定的方法计算

B.2天然气体积或质量发热量的不确定度

天然气体积或质量发热量不确定度可采用GB/T11062提供的方法进行评定，主要 来源包括：基础数据、物性参数计算方法和测量方法，如式（B.12）所示：

式中： ur.db(H,) ur.m(H,)

t.(H)=ur.d(H,)2+ur.m(H,)2+u

基础数据的相对标准不确定度，%，基于GB/T11062取0.025%； 物性参数计算方法的相对标准不确定度，%，基于GB/T11062取 0.0075%;

B.2.1天然气体积发热量的不确定度评定

当燃烧参比条件与计量参比条件相同，天然气混合物的理想体积发热量如式（ 示, 可简化为式(B. 13):

将式（B.13）作为不确定度评定的测量模型DB43T 1793-2020 旅游景区投诉处理服务规范，分别评定天然气各组分含量的相 准不确定度u（α,）和各组分含量对应的纯气体发热量的相对标准不确定

u.（H），合成得到理想体积发热量的相对标准不确定度u.（H），并最终基于式（5） 计算得到实际体积发热量的相对标准不确定度u，（H。）。 以下分别对在线测定、离线测定及赋值3种测量方法得到的体积发热量的不确定度 进行评定。

B.2.1.1在线测定

B.2.1.1在线测定

1#计量站天然气中各组分含量由色谱分析仪测量得到，其不确定度由色谱分析仪 测量结果的重复性和标准物质各组分含量的不确定度两部分组成。 a）测量结果的重复性 天然气中除甲烷外少量组分含量测量结果的重复性基于在线气相色谱计量检定规程 相关规定，其相对标准偏差不超过2%，考虑其为均匀分布，则：

中： ;一一天然气中除甲烷外第i组分含量，j=2～11，%。 甲烷含量测量结果的重复性优于少量组分含量，其相对标准偏差不超过0.30%， 考虑其为均勾分布，则：

1一一甲烷组分含量，%。 b）标准物质各组分含量的不确定度 根据标物证书GB/T 23004-2020 信息化和工业化融合生态系统参考架构，甲烷为平衡气；天然气的乙烷、丙烷和二氧化碳含量的相对标准不 确定度ur.2（;）为0.25%；其他组分含量的ur.2（）为0.5%。 气体标准物质中甲烷含量1由气体总含量（100%）扣除全部少量组分含量后得 到，如式（B.16）