天然气体积换算和能量计算实例、发热量赋值、输送条件计算平均发热量、站点能量测定实施流程确定、气体质量跟踪

附录A（资料性）体积换算和体积换算成质量常见的流量标准（GB/T18604、GB/T21391、GB/T21446、SY/T6658、SY/T6659和SY/T6660）提供的流量通常以质量/秒或体积/秒（工况下）为单位，体积/秒须将体积换算为参比条件下的体积。根据质量守恒和GB/T18603，推导出下列体积换算公式和工况体积和密度计算质量的公式。式（A.1）和式（A.2）用于计算在标准参比条件下的体积（Vn，以立方米表示）；式（A.3）是用于计算质量（Mm，以千克表示）。式（A.1）至式（A.3）可应用于本文件相关的计算： …………（A.1）…………………（A.2）………………（A.3）式中：p－工况下的压力，以千帕斯卡（kPa）表示； pn－标准参比条件压力，以千帕斯卡（kPa）表示；T－操作温度，以开尔文（K）表示； Tn－标准参比温度，以开尔文（K）表示；V－工况下的体积，以立方米（m3）表示；Vn－标准参比条件下的体积，以立方米（m3）表示； Z－工况下的压缩因子；Zn－标准参比条件下的压缩因子；Mm－气体质量，以千克（kg）表示；R－通用气体常数，等于 8.314510J/(mol×K)； ρ－工况下的密度，以每立方米千克（kg/m3)表示； ρn－标准参比条件下的密度，以每立方米千克（kg/m3)表示。

附录B（资料性）体积换算和能量计算实例B.1使用GB/T17747.3计算B.1.1通用公式用式（B.1）从工况下体积（V）计算以立方米表示的标准参比条件下体积（Vn）： ……（B.1） 式中：V－工况下体积，以立方米表示；z－转换因子。z由式(B.2)计算： ………（B.2）式中：Tn－标准参比温度，以开尔文（K）表示；T－操作温度，以开尔文（K）表示；pamb－在计量仪表处的平均大气压力，以千帕斯卡（kPa）表示；pg－操作压力（表压），以千帕斯卡（kPa）表示；pH2O－天然气中水的分压，以千帕斯卡（kPa）表示；pn－操作压力，以千帕斯卡（kPa）表示；Z－工况下的压缩因子；Zn－标准参比条件下的压缩因子。Zn/Z可由Hs、n和CO2、N2及H2浓度计量，例如使用GB/T17747.3（S-GERG88）进行计算。B.1.2计算实例体积换算(Vn)示例以GB/T17747.3（S-GERG88）要求，用如下参数演示：在计量仪表处的平均大气压力，pamb为99.66kPa；操作压力（表压），pg为700kPa；操作温度，T为288.15K；高位发热量，Hs为11.901kWh/m3；密度，nc为0.8227kg/m3；CO2浓度，CCO2为1.12mol%；N2浓度，CN2为0.8mol%；H2浓度，CH2为0mol%；天然气中水的分压，pH2O为＜0.1kPa；注1：可由（气体的相对湿度）和（饱和气体中蒸汽的分压）的乘积来表示；干天然气中的通常等于0.1kPa。因此对干天然气而言，表达式（=*）通常被设定为0。Zn/Z为1.01752。(Zn要改为20℃的压缩因子）注2：使用前8个参数，用GB/T17747.3（S-GERG88）计算。将测定值代入式（B.2），计算：在计量站，已测定了气体量Q(V=1000m3，T=288.15K，=700kPa，=99.66kPa)。用式（B.1）进行体积换算，得到：根据式（10）计算能量如下：B.2使用GB/T17747-2计算B.2.1通用公式除Zn/Z可由气体分析数据用GB/T17747.2计算外，其余相同的通用公式和原理在B.1.1中给出。B.2.2计算实例能量，E，计算的演示是使用在某一界面测定的如下参数完成的：在计量仪表处的平均大气压力，pamb为99.66kPa；操作压力（表压），pg为5000kPa；操作温度，T为283.15K；CO2浓度，CCO2为2.22mol%；N2浓度，CN2为0.77mol%；O2浓度，CO2为0.01mol%；CH4浓度，CCH4为87.62mol%；C2H6浓度，CC2H6为8.75mol%；C3H8浓度，CC3H8为0.53mol%；i-C4H10浓度，Ci-C4H10为0.03mol%；n-C4H10浓度，Cni-C4H10为0.04mol%；i-C5H12浓度，Ci-C5H12为0.01mol%；n-C5H12浓度，Cn-C5H12为0.01mol%；C6H14+浓度，C-C6H14+为0.01mol%；高位发热量，Hs为11.581kWh/m3；密度，n为0.8133kg/m3；天然气中水的分压，pH2O为＜0.1kPa；注1：可由（气体的相对湿度）和（饱和气体中蒸汽的分压）的乘积来表示；干天然气中的通常等于0.1kPa。因此对干天然气而言，表达式（=）通常被设定为0。Zn/Z为1.1520737。(Zn要改为20℃的压缩因子）注2：使用CO2至C6H14+浓度，用GB/T17747.2[AGA8-92DC式(8)]}计算。将测定值代入式（B.2），计算：在计量站，已测定了气体量Q(V=10000m3，T=283.15K，=5000kPa，=99.66kPa）。用式（B.1）换算成标准参比条件下的体积（Vn）：根据式（10）计算能量如下：

附录C（规范性）发热量的赋值C.1固定赋值如发热量和体积测量/测定点之间的气体流动方向不变，且气质变化以及发热量和体积测定/测量点的输送时间变化均甚小，并满足用第10章所述准确度检验要求，通常可采用固定赋值。C.1.1测定发热量在发热量测量站测定发热量，且所测数据表明气质变化非常小。因而上游所测发热量的平均值可给选定的所有后续站点赋值。图C.1举例说明了单一气源向某管道的众多站点供气，在管道入口点测定气体发热量Hs。并将其赋值给所有站点的发热量，需依据气体输至不同站点所用的时间进行修正。1，4至7－站点；8－能量测定管网。图C.1固定赋值应用于一种气质—一个气体流动方向示例两个或多个发热量测定站的赋值混合后下游站点发热量的方法如下。图C.2举例说明了两股不同的气体输入管道的系统时，在上游点分别测定每股气体的发热量Hs1和Hs2，并记录下不同质量的气体的供气周期，可将发热量Hs1或Hs2用于相应的同一供气周期段的后续站点。1，4至7－站点；8－阀1；9－阀2；10－能量测定管网。图C.2固定赋值应用于两种经测量的气质—一个气体流动方向示例C.1.2公告发热量假定发热量在整个能量测定周期中是合理的恒定值。在发热量测定站测定的发热量仅用于核查，证实气质变化很小。可公告该发热量并将其值赋给所有后续站点。示例：本地分销商有一输气管网，为居民、商业和小型工业用户供气。该输气管网有两个入口点，由单条管道来的气体在该处进入系统。除去在冬季用气高峰时段外，通过管道的气体发热量仅有很小的波动(最高为1％)。本地分销商如对输气管网上的所有站点使用固定赋值的公告发热量；应考虑以下列条件为后进行公告：向用户所供气体的平均发热量等于或高于公告发热量（约0.1MJ/m3）；用公告期间每天气体的最低发热量的平均值来计算向用户所供气体的平均发热量；每天测定进入管网的所有气体的发热量；如果测定的任何时间段的发热量低于公告数据，本地分销商宜在后续时间段修订公告值，以使测定值等于或高于这两个时间段的平均发热量公告值。C.2可变赋值开放的输气管网中，站点处的气质可能会有显著改变；不宜固定赋值，宜使用可变赋值，并根据输入站气体量的变化以及后续站点处外输结构的变化来进行计算。因此，宜采用编制的发热量可变赋值程序。C.2.1和C.2.2分别描述了两种不同的情况。C.2.1在具有零位浮点的两个或多个不同的输气站输入示例：如图C.3所示，在一个能量测定周期（见图C.3）内，有不同数量和质量的气体通过站点1和2（输入站）。定义的零位浮点可位于两站点之间（例如两相邻站点之间或一个输入站及其相邻站点之间）。根据站点4至7的外输结构，发热量为HS1的气体可能供给站点4和5，而发热量为HS2的气体可能供给站点7。从站点1和2来的混合气可能通过站点6。因此，发热量HS1可赋值给站点4和5，发热量HS2可赋值给站点7。对于站点6，有代表性的发热量或者在该站点测定，或者通过考虑来自站点1的Q1和站点2的Q2的部分气体和可利用的发热量HS1和HS2，用流量或算术加权平均方法确定。主管道中的零流量可位于站点4至7或在这些站点之间。 在此周期内，定义的零位浮点在管网中有固定的位置，发热量可根据气体流过输入站到各有关站点的情况来进行赋值。C.2.2在气体混合流动的两个或多个不同的输气站输入示例：如图C.4所示，在整个能量测定周期中都要测量/测定在站点1的气体量Q1的发热量HS1和在站点2的气体量Q2的发热量HS2。两个发热量总是彼此不同，且在整个能量测定周期中还有可能改变。根据该已知条件，在将发热量赋值给站点4至7的应用中，会在站点4处形成较大变化。1，4至7－站点；8－能量测定管网。图C.3可变赋值应用于两种经测量的气质—两个气体流动方向示例1，4至7－站点；8－阀1；9－阀2；10－能量测定管网。图C.4可变赋值应用于两种经测量的气质—一个气体流动方向示例在能量测定周期中，对于气体量Q4至Q7而言，应在阀1和阀2后面的混合点计算加权平均发热量，并结合考虑发热量为HS1和HS2的气体从测量站至混合点的输送时间。C.3发热量赋值方法C.3.1封闭式输气管网在封闭输气管网，不同发热量的气体不会混合，界面3获取的发热量可作为界面4能量测定的基础，具体描述如下。可根据9.2所述方法，以算术或加权法来计算平均发热量。计算界面3能量时，先用式（6）求一小时内单个发热量的平均值；再用式（6）或式（8）（加权平均法），用以小时为基础的平均发热量计算每天的平均发热量；再将每天的平均发热量乘以同一天内通过界面3的气体体积/质量计算界面3的能量。然后，能量测定周期结束后，将所有周期的能量相加，除以所有周期的全部气体体积/质量的和[见式(8)]。最终所得的平均发热量可用来计算管网中剩余界面4的能量，实用示例见附录F。C.3.2开放式输气管网如果界面4处的终端用户由几个界面3供气，需同时考虑几个界面3获得的发热量影响。如这些界面3的发热量随时在改变，且各界面4无法进行发热量测定来赋值，在输气管网中，则界面4的发热量可通过算术平均发热量的计算或下面的步骤计算。首先，对每个界面3，按C.3.1中描述的方法计算能量测定周期的能量。然后，把所有界面3的能量加和，再除以该周期通过所有界面3的所有气体体积或质量之和，得出该周期的管网加权平均。如果所有界面3的加权平均发热量与管网加权平均发热量的偏差都不偏离允许的极限值，则加权平均管网发热量可用来计算此管网内各界面4的能量。图C.5给出一个实用示例。1-计费区域，3，4，5和6为交接界面。图C.5加权平均发热量的测定示例示例：一个即将进行能量测定的计费区由入口点界面3供气，所供的三股气体的气体量分别为Q1、Q2和Q3，其相应发热量为Hs1、Hs2和Hs3。发热量可在入口点测定，亦或在上游的界面1或2处确定，再赋值给这些界面3。然后，按C.3.1中描述的方法计算计费区内的平均发热量H。界面5和界面6的能量测定可使用该平均发热量，亦或重新单独测定发热量。如重新测量，计费区域内所有其他界面的能量测定应考虑利用在界面5和（或）界面6处能量测定结果反算影响。如果偏差超过允许的极限值，应告知相关各方有关偏差的测定和处理程序。少数极端情况的短期（最多一周）偏差，则无需告知。如果能量测定程序可保证其准确性（见8.1），可考虑使用发热量的算术平均值。如果界面3气质变化很大导致加权平均发热量超过允许的极限值，可在计费区域内采取补充手段，优化发热量结果在单段管道系统内代表性；例如，应用加权平均发热量，在界面4至6再次进行发热量测定等，所用发热量数据更有代表性。C.4确定代表性发热量确定的代表性发热量的准确度取决于数据的完整性和准确度以及输气管网的布局。为了确定混合点的代表性发热量，可用气体量及其质量参数计算。还应考虑气体从输入站到混合点及后续界面的输送时间。C.4.1算术平均发热量见9.2.1。C.4.2气量加权平均发热量见9.2.2。C.4.3质量跟踪如果不同发热量的气体进入管网，将形成混合和过渡区，其特征是在气体输送和气体分配过程中，气体质量经常发生变化。根据平均发热量计费的，可能会导致不可接受的不确定性。在所有界面（交接点）未完全使用仪器测定管网中的发热量时，可应用气体质量跟踪系统确定界面上的发热量数值。C.4.3.1方法概述以完整的拓朴学为基础，在一个真实的管道或管网中进行状态重构，用合适的动态数学模型，在管道各点上对所有进、出气处经核查的流量测量值、全部相关的温度与压力，以及可能的附加流量测量后进行离线计算。未获得管道或管网有关真实流动状态的准确信息进行状态重构。宜在管道上的合适地点应有附加的质量参比测量设备监控气质跟踪系统的运转。图C.6是涉及多个进行发热量测定接收站（界面5和6是两个示例）的输气管网示意图。HS1至HS3是来自不同气源（Q1至Q3）的测定发热量，Hs5和Hs6是气体量Q5和Q6计算的发热量。1，2，3，5和6－界面；7－能量测定管网。图C.6—以气质跟踪方案为基础的重构示意图C.4.3.2验证验证的目的是验证所用方法是否符合热值和其他气体质量特性（如适用）。气体质量跟踪系统的精度在很大程度上取决于输入属性。特别是气体体积数据对计算结果有重要影响。应用于所有接口（入口和出口点）的气体质量跟踪系统，仪表应校准以达到较高的精度，应使用验证程序以评估系统的不确定性和正确性。C.4.3.3运行过程中的主要验证在气体质量跟踪系统应在实施前进行验证。验证可通过不确定度计算与合适的气体质量测量仪器进行比较实施，实例见附录K。不确定度评估程序见K.4。可使用可移动或固定仪器通过比较验证测量不确定度，也可使用取样分析作为替代方法。取样位置根据流动状态确定，尽可能在出口以更能反映气质差异。测量偏差与测量不确定度在可接受偏差内有效。不能进行不确定度计算时，应另行确定验证程序。C.4.3.4运行过程中的日常校准测量不确定度也应在运行期间定期进行验证。10.3中描述的不确定度计算应尽量频繁，在网格拓扑模拟和操作变化时，更宜频繁，可按月进行。应定期用仪器进行比较测量，宜根据管网复杂度和测量不确定度确定频率。调试中，宜每年进行测量。有足够经验支持后，可延长测量间隔。C.4.3.5软件和数据处理用于气体质量跟踪的软件应尽量避免对结果的影响。例如，通过计算总和和再现性等来保证计算流程准确。气体质量跟踪软件应满足以下要求：-所使用的软件版本（计算内核）中，可能更改的参数均应通过校验和明确标识。-制造商/运营商执行批准程序后，不得更改计算内核。所有变更均须经批准。-在屏幕上的数据输出和结果报告中，应明确标识与计费相关的数据。-软件应以每小时的分辨率考虑管网模拟的变化。所有输入和结果数据应至少存档一年。应采取措施，确保计费目的数据可复现。C.4.3.6文档应提供以下文件：-燃气管网进、出点概况及相关拓扑要素（阀门、控制器等）。-所有测量气体质量和气体量的仪器清单。-气体质量跟踪软件供应商发布的操作手册。-验证和定期验证报告。-操作员操作系统流程说明。-基于C.4.3.2，用于气质测量的仪器验证流程。

附录D（资料性）发热量可能出现的不同变化情况D.1总体分类图D.1至D.3说明了能量测定周期中发热量三种可能变化的示例。D.2发热量恒定X-月（1＝1月份……12=12月份）或天（每月1至31）；Y1-Hs，以MJ/m3表示；Y2-qv，以m3/d或m3/mo表示。图D.1：以年或月为能量测定周期――气质常规变化在图D.1中，能量测定周期（如一个月）内发热量几乎恒定。可计算整个月的平均发热量（见第9章，尤其可将9.2作为合理方法）。第1天至第10天期间的气流量比第10天至第31天期间的气流量小，可分别计算时间段t1内的能量值E1和时间段t2内的能量值为E2。如果能量测定周期为一年，可计算年平均发热量。在该年，分别计算一到四月份的能量E1和五到十二月份的能量E2。D.2发热量一次变化在图D.2中，能量测定周期（例如为一个月）内前15天发热量几乎恒定，随后显著下降。可将一个月分为1至15天和15至31天两个时间段，来计算平均发热量（见第9章和附录F）。由于第1到第10天的气量不同，且发热量在第15天时发生变化，分别确定相应时间段t1、t2、t3内的能量E1、E2、E3。如能量测定周期为一年，宜将将一年分为t1、t2、t3三个计量时间段。分别计算一到四月份的能量E1，五到六月份的能量E2和七到十二月份的能量E3。X－月（1＝1月份……12=12月份）或天（每月1至31）；Y1－Hs，以MJ/m3表示；Y2－qv，以m3/d或m3/mo表示。图D.2：以年或月为能量测定周期――2个不同的发热量D.3发热量多次变化X－月（1＝1月份……12=12月份）或天（每月1至31）；Y1－Hs，以MJ/m3表示；Y2－qv，以m3/d或m3/mo表示。图D.3以年或月为能量测定周期――几个不同的发热量在图D.3中，能量测定周期内发热量发生多次变化；应将该月分为几个时间段，并计算平均发热量。同时可根据不同的气量Q1、Q2、Q3和不同时间段的发热量分别计算t1~t8时间段对应的能量E1~E8。将E1~E8相加获得总能量[见式(5)]。如果时间周期为一年，宜根据发热量的变化规律，将该年分为发热量为HS1、HS2、HS3等的多个能量测定周期，并分别确定同期内平均发热量。

附录E（资料性）单个气藏的发热量测定X－以周或月表示的时间；Y－以初始値表示的发热量与初始发热量之间的差别；1－初始阶段；2－生产阶段；3－生产起点；4－最终耗尽阶段；5－以周间隔取样；6－以季间隔取样。图E.1单个气藏的发热量测定从组成恒定的气藏开始输气时，应在相对较短的时间间隔内采集大量的气样（一般一周采集6至12个样品）。获取这些样品发热量的算术平均值。该平均值即为“初始发热量”的参考值。在气藏的生产阶段，按合同规定的时间间隔（一般为3到6个月）采样，测定其发热量。如果该发热量合理有效，且与初始发热量的差值不超过0.5％，则可将其用于能量测定。如采样的发热量与初始发热量差值超过0.5％，应在2周内再次采集核查样品并对其进行分析。如核查样品发热量合理有效，且与初始发热量的差值不超过0.5％，使用核查样品结果。若合同另由规定发热量确定方法，按合同规定执行。附录F（资料性）根据不同的输送条件计算平均发热量的实例以下几个例子演示了以下列发热量为基础，在输气站5（工业用户）计算输送能量的方法：算术平均发热量，见图F.1和表F.1；加权平均发热量进行固定赋值，见图F.2和表F.2及F.3；加权平均发热量进行可变赋值，见图F.3和表F.4、F.5及F.6。表F.1给出了输气站5的一个工业用户以测定的发热量(HS5)和测量的气体体积(VQ5，n)计算能量的过程。进气点输气站1和2（见图F.1）给输气站4至7供气，HS5、QS5、pS5、TS5、密度和CO2浓度在输气站Q5测量。表F.1在输气站5使用单独测定的发热量值计算能量小时发热量HS5气体体积VQ5，n能量EMJ/m3kWh/m3m3MJkWh139.8911.08510023042956508239.8211.05495019708954747339.8211.06488019430353973………………74439.6411.01550021799860555总和－－386880015334375742595488表F.2在输气站5（工业用户）使用气量加权平均发热量固定赋值计算能量小时发热量a)HS1气体体积VQ1，n能量EMJ/m3kWh/m3m3MJkWh139.8911.0810100040286881119080239.8211.0510500041806801161300339.8211.0610700042603121183420………………74439.6411.019800038643281078980总和－－729127852895220864.8804228018a)在进气点使用小时数据计算月气量加权平均发热量，HS1,wa，示意如下：HS1,wn=E/VQ1,n=2895220844.8MJ/72912785m3=39.71MJ/m3=11.03kWh/m3表F.3在输气站5使用气量加权平均发热量固定赋值计算能量小时发热量HS,wa气体体积VQ5，n能量EMJ/m3kWh/m3m3MJkWh1－－5100－－2－－4950－－3－－4880－－…－－…－－…－－…－－744－－5000－－总和－－3809280－－－39.7111.03－151258888.8420163581、2、4~7－输气站；8－工业用户。图F.1输气站1和2进气，随后供气给输气站4至7的系统1、2、4~7－输气站；8－工业用户。图F.2输气站1进气，随后供气给输气站4至7的系统1、2、4~7－输气站；8－工业用户。图F.3带有输气站1和2两个进气口，随后供气给输气站4至7的系统图F.3示例了一个带有输气站1和2两个进气口，由2个方向对输气站4至7供气的输送系统，假设气质变化与图H.2类似。上图输气系统中有两个输气站Q1和Q2（入口点），它们通过输气站Q4至Q7向用户供气。在输气站5为一工业用户供气，在该处测定Q5，p5，T5。HS1+S2，wa，(见表H.6)是分别以输气站1（见表H.4）和2（见表H.5）的平均发热量，HS1,wa和HS2,wa，为基础进行赋值，以应用于能量的测定的。表F.4在输气站1使用计算月气量加权平均发热量计算能量日发热量a)HS1气体体积VQ1，n能量EMJ/m3kWh/m3M3MJkWh139.8211.0811502514588120812744781239.8211.0612005004779910813277830………………3139.6411.0110805004282869811896305总和－－377473541497513027.6415975841a)月气量加权平均发热量，HS1,wa，是从在输气站1的日测定数据按如下计算方式的：HS1,wa,=E/VQ1,n=1497513027.6MJ/37747354m3=39.672MJ/m3=11.02kWh/m3表F.5在输气站2使用计算月气量加权平均发热量计算能量日发热量a)HS2气体体积VQ2，n能量EMJ/m3kWh/m3M3MJkWh138.8810.80600500233474406485400239.52810.98580540229475846374329………………3139.56410.99520000205732805714800总和－－17577413692660160192405600a)月气量加权平均发热量，HS2,wa，是从在输气站1的日测定数据按如下计算方式的：HS2,wa=E/VQ2,n=192405600kWh/17577413m3=10.95kWh/m3=39.420MJ/m3表F.6在输气站5使用月气量加权平均发热量可变赋值方法计算能量日发热量a)HS1+S2,wa气体体积VQ5，n能量EMJ/m3kWh/m3M3MJkWh1－－5100－－2－－4950－－…－－…－－31－－5000－－总和－－3809280－－－39.60011.00－15084748841902080a)计算结果在HS1和HS2之差小于2%的条件下有效，而用于输气站4至7的月气量加权平均发热量，HS1+S2,wa，是由在输气站1和2的总能量之和除以它们的总体积之和计算的：

附录G（资料性）站点能量测定实施流程确定实例G.1概述依据8.1确定天然气能量测定实施流程如下：1）确定实施能量测定站点（界面）；2）确定计量站点（界面）级别；3）选择体积和发热量确定方式；4）准确度评估；5）合理性检验；6）能量测定；7）结算。G.2确定天然气能量测定需求根据天然气交接或监控需求，整理能量测定需求：分初期及远期的天然气交接的体积流量范围及能量流量范围、压力温度范围、气质波动范围。G.2确定实施能量测定站点位置根据测量需求，由供方确定实施能量测定站点位置。一般选择在供方管道与需方管道之间能够建设天然气交接用能量计量系统的地方，尽可能考虑方便双方监督管理。确定所选站点测量环境条件，是否满足可能选型测量设备的正常安装和运行要求，是否存在影响计量性能的干扰因素。选择中国石油西南油气田某站场供应某用户的贸易计量系统作为能量测定示例站点。G.3确定计量站点（界面）级别能量测定系统准确度等级为计费期间能量测定的不确定度，按GB/T18603要求确定能量测定系统准确度等级。依据天然气计量系统的典型位置、年体积流量、法律法规要求或经济考虑（气体压力和温度、经济考虑、气体质量变化）选择能量测定系统准确度等级。根据以上规则，所选示例站点计量系统的工作条件为压力2.5MPa～6.0MPa，温度0℃～50℃，最大工况流量8000m3/h，年最大体积流量42.048亿m3，有两条干线来气，气体密度变化超过0.5%，按上述条件，该计量系统属于A级计量系统。G.4确定体积和发热量测定方式根据示例站点系统技术参数评定为A级能量测定系统，其流量设备配置至少为1台0.5级DN300超声流量计，1台0.025%量程为10MPa压力变送器，1台0.1级量程为60℃温度变送器，发热量测定装置为重复性限为0.05%的1台在线色谱分析仪，标准物质为一级标准物质，配置1套能量测定的本地CVDD系统。G.5能量测定准确度评估G.5.1示例站点进站计量系统（A级）测量不确定度的评估G.5.1.1标准参比条件下天然气能量测定按体积测量的合成标准不确定度标准参比条件下天然气能量测定按体积测量的合成标准不确定度见G.1。（G.1）式中：——标准参比条件下的单位体积流量计算不确定度；——标准参比条件下的单位体积发热量计算不确定度。其中,的计算见式G.2:（G.2）因此，（G.3）G.5.1.2流量计量装置测量不确定度流量计量装置体积流量计量结果的不确定度来源于校准结果的不确定度、压力、温度、压缩因子的测量不确定度，各分量取值及计算结果见表G.1。表G.1流量计量装置各分量测量不确定度及计算结果G.5.1.3发热量测定装置的不确定度发热量测定装置的测量不确定度见表G.2。G.2发热量测定装置的测量不确定度发热量测定G.5.1.4能量测定不确定度根据式G.1计算为0.79%(k=2），不确定度满足A级计量系统要求。G.6合理性检验G.6.1天然气能量计量数据变化规律分析方法G.6.1.1概述在假设计量系统性能已进行了周期性的计量检定校准和计量性能评价，在日常运行中，为了审查能量计量数据的合理性，首先从最直观的计量结果数据、计量过程数据的变化规律进行分析判断。一般来说，若是存在未知因素的规律突变，就应质疑计量系统设备功能、性能可能发生了变化，应进行有针对性的检查，及时排除故障，确保能量计量数据的合理性。G.6.1.1正常规律之一——平缓规律在正常供气、正常用气的情况下，计量站没有流量调节和压力调节，且气源供气量和压力平稳、用户用气量和压力平稳，一般体现在能量计量系统中的流量变化规律比较平缓，这是正常规律，一般没有绝对平稳的供气规律，见图G.1。图G.1平缓供气规律G.6.1.2正常规律之二——锯齿规律或抛物线规律在正常输气、正常用气的情况下，即使计量站没有流量调节和压力调节，也没有气源的调配操作，但因为用户用气设备存在周期性的用气量突变（如工业用气中含有锅炉用气等情况），导致天然气能量流量的变化呈锯齿规律，这是正常规律。图G.2锯齿供气规律G.6.1.3异常规律的判断若出现今日与昨日能量流量变化规律明显不相似，说明计量系统可能存在未知因素影响了能量计量数据，计量系统可能存在故障，则能量计量数据可能是不合理的。规律突变之一：锯齿规律中，出现较大突变，见图G.3，是异常规律。图G.3供气规律突变规律突变之二：锯齿规律的计量系统中，突然出现平缓规律的数据变化，甚至出现无变化的能量计量数据，均是异常规律。G.6.1.4异常规律的故障排查1）首先应排除是否存在合理的因素影响，如：-计量站执行流量调节或压力调节操作；-计量站执行计量设备周期检定、维护操作；-用户因工艺或运行设备调整导致用气量突变；-气源供气量和供气压力出现突变。2）在确认没有合理的因素影响时，应质疑计量设备出现性能突变，可能因素有：-流量计出现损坏情况，如：孔板被严重损伤、超声流量计探头被污物严重覆盖、涡轮流量计叶片损坏、容积式流量计出现严重的固体杂质导致转子损坏或卡死；-流量计配套压力变送器导压系统泄漏或堵塞，或者压力变送器性能突变或损坏；-流量计配套温度传感器、变送器的计量性能突变或损坏；-流量计配套的在线色谱仪计量性能突变或损坏；-流量计配套流量积算仪计量性能突变或损坏；-计量系统数据通讯故障。G.6.2异常数据的替代值G.6.2.1概述当发现计量设备性能异常或因为系统维护操作导致能量计量结果数据异常的情况，应查明原因，并对异常计量期间估算合理的替代值，并用替代值替换异常计量期间的能量值。G.6.2.2计量设备性能异常的替代值G.6.2.2.1若发现计量设备计量性能异常，应通过检查、测试，尽可能对设备计量性能变化进行量化。若计量性能变化能量化，则根据异常计量设备所代表的参数的变化幅度，按照该流量计的计量方法标准测算其正常测量值，测算的正常测量值则为合理的替代值。G.6.2.2.2若发现计量设备计量性能异常，且通过检查、测试，发现计量设备性能变化无法量化，且异常数据时间段较短（如30min），则采用前后断点一段正常计量期间的能量计量数据的平均值，乘以两断点之间的时间，作为合理的替代值。此处的断点是指：（1）从故障期间向逆时间方向追溯，确认此时间以前计量数据均正常，则此断点为故障前断点。（2）从故障期间向顺时间方向追溯，确认此时间以后计量数据均正常，则此断点为故障后断点。G.6.2.2.3若发现计量设备计量性能异常，且通过检查、测试，发现计量设备性能变化无法量化，且异常数据时间段较长（如2h），则采用前后数天的能量计量数据的平均值，作为当日能量计量数据的合理替代值。G.6.2.3计量设备维护期间的替代值在正常供气的情况下，出现计量设备维护操作导致的异常数据，宜按照G.6.2.2.2或G.6.2.2.3的方法测算合理替代值。G.7 能量测定示例数据（确定示例时间段能量结果）所选示例站点计量系统的工作条件为压力2.5MPa～6.0MPa，温度0℃～50℃，最大工况流量为8000m3/h，年最大体积流量42.048亿m3，有两条干线来气，气体密度变化超过0.5%，按上述条件，按照A级计量系统要求配置该计量系统。能量测定按第9章进行计算，测定数据见表G.3。表G.3用超声流量计计量天然气能量的小时数据及替代值估算序号计量状态时间体积流量发热量能量流量能量数据分析及排故时分m3/dMJ/m3GJ/dGJ1计量6:004440181.536.7968163384.47113.46正常2计量6:01442714136.7968162904.62113.13正常3计量6:024445376.536.7968163575.63113.59正常4计量6:034435209.536.7968163201.52113.33正常5计量6:044445598.536.797163584.69113.60正常6计量6:054443021.536.797163489.86113.53正常7计量6:064444752.536.797163553.56113.58正常8计量6:07444456136.797163546.51113.57正常9计量6:08444644036.7989163624.10113.63正常10计量6:09445523136.7989163947.60113.85正常11计量6:104454838.536.7989163933.16113.84正常12计量6:11444265336.7989163484.74113.53正常13计量6:124446473.536.799163625.78113.63正常14计量6799163799.12113.75正常15计量6:144464528.536.799164290.18114.09正常16计量6:154460637.536.799164147.00113.99正常17计量6:16445407136.8008163913.38113.83正常18计量68008163995.66113.89正常19计量6:184453830.536.8008163904.53113.82正常20计量6:194445571.536.8008163600.59113.61正常21计量6:204455583.536.8017163973.05113.87正常22计量6:21446781236.8017164423.08114.18正常23计量6:22446004036.8017164137.05113.98正常24计量6:234447295.536.8017163668.03113.66正常25计量6:244458713.536.8029164093.59113.95正常26计量6:25445395536.8029163918.46113.83正常27计量6:264443168.536.8029163521.49113.56正常28计量6:274449899.536.8029163769.21113.73正常29计量6:284445287.536.8029163599.47113.61正常30计量6:29445350736.8039163906.43113.82正常31计量6:304444559.536.8039163577.12113.60正常32计量6:315008099.536.8039184317.59128.00本站另一用户输气量调减，导致该用户输气量自然增加，经分析认为属正常情况。33计量6:325925336.536.8039218075.49151.4434计量6:33586682336.8059215933.70149.9535计量6:345418479.536.8059199432.01138.4936计量6:355105729.536.8059187920.97130.5037计量6:364906925.536.8059180603.81125.4238计量6:37485704736.8053178765.07124.1439计量6:384729643.536.8053174075.95120.8940计量6:39459245836.8053169026.79117.3841计量6:404460371.536.8046164162.19114.00正常42计量6:41440759336.8046162219.70112.65正常43计量6:424458969.536.8046164110.59113.97正常44计量6:43446527236.8065164351.03114.13正常45计量6:44447374636.8065164662.93114.35正常46计量6:454486192.536.8065165121.04114.67正常47计量6:46445680636.8065164039.43113.92正常48计量6:474469464.536.8075164509.81114.24正常49计量6:482164860.536.807579683.1055.34执行压力仪表排空检查操作，计量数据异常，需测算合理替代值。50计量6:49036.80750.000.0051计量6:50447353436.8075164659.60114.3552计量6:514467281.536.8065164425.00114.18正常53计量6:524473138.536.8065164640.57114.33正常54计量6:53448390936.8065165037.00114.61正常55计量6:544417367.536.8065162587.84112.91正常56计量6:554462433.536.8065164246.56114.06正常57计量6:56446358036.8045164279.83114.08正常58计量6:574466653.536.8045164392.95114.16正常59计量6:584476461.536.8045164753.93114.41正常60计量6:594474697.536.8045164689.00114.37正常小时合计6820.01通过分析确认：序号49-51的数据异常。为了稳妥起见，选择序号48正常值作为故障前断点，序号52正常值作为故障后断点，将序号48-52的数据均视为异常值，异常数据合计为398.11。398.11序号47及前5分钟的平均值571.03序号53及后5分钟的平均值569.99异常值合计398.11替代值为570.51570.51修正后的小时合计6992.4153217结算根据表G.3的修正后的能量数据进行结算。附录H（资料性）合理性检验图形示例图H.1以简单的图形举例说明了检验合理性方法，该示例中的气量为每天的气量。X－日期；Y－以m3/d表示的气量；1－可认为合理的值；2－将检查的值；a－测量设备出故障；b－计量站出故障；C－无流量。图H.1计量站每天气量的合理性检验（示例）在一个月的第1天到第9天这段时间内记录的数据可以认为是合理的。然而，第一阶段中的第10天到第13天和第二阶段的第20天到第22天出现数据丢失。经查，第一阶段是测量设备出现故障；而第二阶段则无气体流动；第25，26天设备异常。因而应在第一阶段建立替代值（见11.4）。还应为第25和26天建立替代值。

附录I（资料性）递增的能量测定本附录介绍了通过测定短时间间隔内的发热量，结合该时间段气体量，获取能量的方法。时间间隔一般为几分钟，要求气体发热量应在所选择的时间间隔内基本恒定。此方法所用时间间隔通常等于气相色谱测定发热量周期。各时间间隔内的能量相加，得到总能量。如图I.1所示：X－时间（t=I,i+1,i+2……,n）；Y－计量的气体量。图I.1递增能量测定在时间i时，计量仪表记录的气体量为Qt=i，测定的气体发热量为Ht=i，在时间i+1时，计量仪表记录的气体量为Qt=i+1，测定的发热量为Ht=i+1，则从t=i到t=i+1时间间隔内的能量由式（K.1）给出： …………………（K.1）从时间i到时间n时间段内的总能量E等于其间所有不连续的能量之和，由式（K.2）给出： …………（K.2）在实际应用中，该方法由流量计算机记录流量计读出的气体量和输入其中的发热量测定值而实现。该方法用于进行流量和发热量测定的界面，利用信息系统可用在线固定赋值发热量实施。

附录J（资料性）替代值的确定方法J.1有冗余的系统在主要（运行）测量系统出现故障的情况下，如果有冗余测量系统，应使用该系统的所有值。J.2无冗余的系统如果没有冗余测量系统，可选方案如下：工况下的体积可从下列途径获得Ｖ：最初的计量仪表读数（在仪器上）；数据存储设备；转换装置；可从并联的计量回路得到Ｖ；通过系统故障前的最后一次校正值和系统恢复后的第一次校正值之间线性内插值获得Ｖ；按故障前后一段时间内体积的平均值获得Ｖ。参比条件下的体积可获得Ｖ、p、T和Z，用式（A.1）计算Ｖn；可获得V、和n，用式（A.2）计算Ｖn；系统故障前的最后一次校正值和系统恢复后的第一次校正值之间的线性内插值；按故障前后一段时间内体积的平均值。气体性质（）由标准测定获得的值；由模拟或状态重构系统获得的值；系统故障前的最后一次校正值和系统恢复后的第一次校正值之间的线性内插值；按故障前后一段时间内体积的平均值；继续使用最后一次的（保留）值。气体状态（p,T）从SCADA或过程控制系统（从测定点的数据传输）获得的有代表性的值；系统故障前的最后一次校正值和系统恢复后的第一次校正值之间的线性内插值；按故障前后一段时间内体积的平均值；继续使用最后一次的（保留）值。

附录K（资料性）气体质量跟踪K.1气体质量跟踪系统的输入数据K1.1拓扑数据表K.1给出了燃气管网的拓扑数据概况。为了描述管网的拓扑结构，需要管道节点、管道、压力控制器、压缩机、体积流量控制器和阀门等信息。并将信息存储在地理信息系统（GIS）中，生成适用于在管网计算中使用的拓扑结构。表K.1拓扑数据拓扑要素变量单位管道节点类型（入口/出口节点）地理坐标（可选）大地高程h（可选）m管道管道长度l直径d管道粗糙度λ拓扑位置（例如，节点链接）kmmm压力控制器/压缩机拓扑位置（例如，节点链接）体积流量控制器拓扑位置（例如，节点链接）阀门阀门位置（每小时）拓扑位置（例如，节点链接）K1.2测量数据表K.2列出了所需测量数据。首先，需要使用仪器或质量跟踪系统确认入口质量参数；其次，需要以小时基准气体量以及管网内代表点的压力；第三，尽量使用校准仪表测量出入口流量，如无法用测量获取出口气量，可使用替代方法（见K1.3）,根据下游数据总和进行计算。表K.2测量数据描述变量单位管网入口点的气体质量特性