8.4.1  贸易交接计量是输气管道极为重要的功能，决定了贸易双方的根本利益。计量系统推荐采用备用方式配置，以便在其中一路流量计量管路发生故障或进行流量计检定时，不影响天然气流量的连续计量。根据计量仪表的更新发展，流量计选型宜采用气体超声流量计、气体涡轮流量计、标准孔板节流装置流量计等。

    天然气能量计量与计价已经为当今世界多数天然气消费国所接受和采纳，成为国际上最流行的天然气贸易和消费计量与结算方式。除苏联、东欧国家外，北美、南美、西欧、中东和亚洲的大多数国家的天然气交易合同虽然在计量单位上有所差异，但是大都采用天然气的能量单位结算费用，天然气输送和终端消费也同样采用能量计价。目前我国只有中海油输往香港中华电力的天然气和已经投产的广东和福建LNG项目等使用能量计量方式。

    随着我国天然气市场需求的日益旺盛，我国天然气供应已经呈现多元化格局，除了国产天然气外，还有进口天然气、LNG汽化气、煤层气、煤制天然气、非常规天然气等进入输气管网。不同气源的热值存在差异，多种气源进入输气管网进行销售，势必影响商品气的技术指标，特别是因发热量等关键参数波动过大而引起天然气交接上的纠纷和争议。在相同的天然气价格水平下，天然气按体积流量计量和结算，对使用低发热量天然气的用户明显不公。相对而言，按能量计量可以消除交接双方因体积计量条件不同所引起的争议，可信度和透明度更强，交易双方都能接受。

    在天然气能量测定标准化方面，美国于1996年制定了AGA 5号报告《燃料气能量计量》，国际标准化组织(ISO)于1998年开始制定《天然气能量测定》，并于2007年出版正式标准。虽然我国的天然气体积计量技术及其标准化已经接近国际水平，但为使我国天然气计量方式与国际惯例接轨，全国天然气标准化技术委员会于2003年成立天然气能量的测定标准技术工作组，跟踪国际标准《天然气能量测定》ISO 15112的制定进程，并开展了大量与天然气能量测定有关的技术研究和标准化工作，现行国家标准《天然气能量的测定》GB/T 22723也于2008年12月31日发布，并于2009年8月1日起实施，它标志着在我国开展天然气能量计量将有标准可依，对我国天然气计量方式与国际惯例接轨提供了技术支持。

    我国要实施天然气能量计量，尚需在标准物质和溯源体系建立方面进一步完善，全面推广能量计量体系还将有一个过程，考虑到国家标准的前瞻性和通用性，因此本次修订提出输气管道贸易交接计量系统配置宜考虑天然气能量计量的需求。

8.4.2  “限流功能”的实现通常可采取将压力控制系统与流量检测系统进行组合，就构成了压力/流量自动选择性调节系统。正常工况下，该系统为压力调节系统，以维持下游压力在允许的范围内。当供气流量超过设定值时，根据运行管理需要，站场控制系统将自动切换为流量调节系统，以达到限制局部供气量的目的。当实际供气流量低于限制值时，系统能自动切换至压力控制方式。

8.4.3  欧洲标准化委员会(CEN)在2000年2月颁布的《气体供应系统-用于输送和分配的气体调压站-功能需求》(Gas supply systems-Gas pressure regulating stations for transmission and distribution-Functional requirements)(EN 12186)标准中明确提出，在气体分输站当压力调节系统出现故障时，压力安全系统必须自动地运行，以防止系统下游气体压力超过允许的范围，同时还应考虑到系统压力测量和调节的偏差，并具体要求如下：

    当MOPu≤MIPd或MOPu≤10kPa(100mbar)时，气体调压系统无需设置压力安全系统；当MOPu＞MIPd时，气体调压系统应设置单个的(第一级)压力安全系统；当MOPu—MOPd＞1.6MPa(16bar)，以及MOPu＞STPd时，单个的(第一级)压力安全系统还需同时加上第二个安全装置，以增加系统的压力安全等级。其中，MOPu为气体调压系统上游最大操作压力(Maximum upstream operating pressure)，该压力是在正常操作条件下(气体调压系统和管道无任何设备/装置出现故障)可被连续地控制的。

    MOPd为气体调压系统下游最大操作压力(Maximum down-stream operating pressure)。MIPd为气体调压系统下游最大偶然出现的压力(Maximum downstream incidental pressure)，该压力是气体调压系统和管道能够承受的，其压力可被压力安全装置所限制。STPd为气体调压系统下游管道和设备强度试验压力(downstream strength test pressure)。

    国内已建或在建的大多数输气管道中，压力控制系统基本上采用了如下设计原则：

    (1)气体调压系统采用了一用一备或多用一备的工艺流程，以确保不间断气体输送。调压管路采用电动截断球阀通过SCADA站场控制系统进行自动切换控制。

    (2)符合“当MDPu—MOPd＞1.6MPa(16bar)，以及MOPu＞STPd”时，气体调压系统根据相关标准要求，设有两级安全装置，即除压力调节阀(PV-Pressure valve)外，在其上游串联设置有独立的安全切断阀(SSV-Safety slam-shut valve)和监控调压阀(MV-Monitor valve)，以保证下游输气管道和设备的绝对安全。安全切断阀、监控调压阀和压力调节阀串联设置(按气体流向顺序为：安全切断阀、监控调压阀、压力调节阀)，其中，安全切断阀和监控调压阀的压力检测点均独立设在压力调节阀下游且与压力调节阀的压力检测点邻近布置。安全切断阀、监控调压阀、压力调节阀的压力设定值关系为：SPI(安全切断阀)＞SP2(监控调压阀)＞SP3(压力调节阀)。要求SP1≤MIPd，SP2≤TOPd，SP3则根据运行要求进行设定，其中，TOPd为气体调压系统下游压力调节装置可控制的临时操作压力(Downstream temporary operating pressure)。

    EN 12186给出了MOP、TOP与MIP的相互关系，见表7。

表7 MOP、TOP与MIP的关系表

    注：TOP-压力调节装置可控制的临时操作压力(Temporary operating pressure)；TOPd-气体调压系统下游压力调节装置可控制的临时操作压力(Downstream temporary operating pressure)。

    (3)气体调压系统与流量检测系统进行组合，构成了压力/流量自动选择性调节系统。正常情况下，该系统为压力调节系统，以维持下游压力在允许的范围内。当供气流量超过设定值时，根据运行管理需要，SCADA站场控制系统将自动切换为流量调节系统，以达到限制局部供气量的目的。当实际供气流量低于限制值时，系统能自动切换至压力控制方式。

    西气东输气体调压系统的设备选择及操作为：压力调节阀采用电动调节阀，监控调压阀采用自力式调压器，安全切断阀采用自力式高、低压安全切断阀。

    压力调节系统工作调压阀的执行机构采用电动执行机构是为了管道调度控制中心能方便、可靠地通过站场控制系统远程对调压阀的设定值进行操作，同时也能对压力/流量自动选择性调节系统相关参数进行远程操作。

    监控调压阀是压力安全系统中的第一级安全设备，其作用是当工作调压阀出现故障时，既能保证系统下游不超压，又维持下游的正常供气。正常情况下，监控调压阀因设定值较高而处于全开位置，当工作调压阀出现故障造成下游超压时，串联的监控调压阀将自动投入进行调压。监控调压阀采用自力式调压器，从动力到调节回路均与工作调压回路不同，从而提高了系统的有效性和可靠性。

     安全切断阀是压力安全系统中的第二级安全设备，安装在监控调压阀的上游。正常时，该阀动作的设定值高于工作调压阀和监控调压阀的设定值而处于全开状态。当测量值大于安全切断阀的设定值时及时切断供气管路并发出报警信号，以保证下游设施的安全。安全切断阀关闭后，应人工在现场确认关闭原因后才能将其开启。安全切断阀为自力式并独立设置，以保证在任何情况下避免调压阀与安全切断阀之间的相互影响。

    对于设有气体调压系统的站场，无论何种原因引起工作调压阀不能正常工作时，监控调压阀将自动投入运行。当监控调压阀的使用也不能降低下游压力时，安全切断阀将自动工作。无论哪一个压力安全设备动作，都表明该气体调压系统已处于非正常运行状态。因此，上述任一情况发生都将发出报警信息，以使站场控制系统按照预定的程序自动切换至备用供气管线，同时提醒操作人员到现场进行设备检查，以保证整个站场以及下游管线和设备的安全运行。

    电动调压阀、自力式调压阀将输出4mA～20mA的阀位反馈信号至站场控制系统，以便SCADA系统实时监控气体调压系统的运行情况。此外，电动调压阀还将输出故障接点信号，自力式安全切断阀输出全开、全关阀位接点信号作为报警系统的输入信息和备用回路的自动切换输入信号。

8.4.5  布置有工艺设施的输气站封闭区域主要指压气站压缩机厂房内和室内管道截断阀室。国内设计中，压缩机厂房内均设置了可燃气体探测器和火焰探测器，具备监视与监控功能的室内管道截断阀室内也设置了可燃气体探测器。露天或棚式布置的工艺设施区可燃气体探测器和火焰探测器的设计应符合现行国家标准《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB 50493和《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。