在天然气集输过程中，配气站是天然气外输的最终环节，配气站的天然气计量至关重要，计量准确与否不但影响天然气供需双方的经济利益，而且影响计量交接、气量结算、企业信誉。由于天然气计量的难度远远高于液体计量，计量结果的影响因素繁多，计算公式复杂，因此，采用高准确度的自动计量是供需双方的迫切要求，也是计量技术新发展的迫切需要。
一、自动计量基本原理及组成
目前，我国天然气计量执行SY/T6143-1996《天然气流量的标准孔板计量方法》，过去，天然气计量广泛采用标准孔板节流装置配双波纹差压计模式。其测量过程是由节流装置产生与流量相对应的差压信号，通过导压管将孔板上下两侧的静压和差压信号分别传送到双波纹管差压计的高低压室，由两只表笔在开方卡片上绘制两条静、差压曲线。，用径向方根求积仪求取平均后，通过计算公式，手工计算天然气流量，这种计算方法不但计量误差大，人为因素多，而且故障频繁，管理难度大，
随着计量测试技术的迅猛发展，计算机技术的广泛应用，天然气自动计量成为了可能，采用差压、压力变送器代替了双波纹管差压计，热电阻温度变送器代替了玻璃棒温度计，在线色谱仪代替了取样分析，用计算机代替了手工计算流量，从而从整体上实现了天然气流量计量的全过程自动计量。
二、 自动计量在配气站的应用
自动计量在配气站的应用有三种模式：单片机简单系统、工控机自编软件系统、流量计算机系统，这也是我们过去所经历的三次变革：八十年代初，我们采用了单片机计量系统，由于系统稳定性差、多种修正系数采用定值而带来的计量误差太大，该系统没能真正投入使用。随后，我们改为采用了工控机自编软件系统，采用 1151变送器和热电阻温度变送器，采用C语言编制数据采集和流量计算程序，但由于自编软件的认可问题遇到很多困难，该系统也未在交接计量上使用。
通过多次试验和对比，我们采用了以下比较成熟的流量计算系统，其主要部件如下：
1、三合一变送器
采用美国ROSEMOUNT公司生产的三合一式多变量智能变送器，它将压阻式绝压传感器和电容式差压传感器和四线制RTD温度模块合为一体，传感器的电子电路将过程变量直接转化为数字量，可在传感器内进行修正和补偿。此变送器的设计精度是0.075级，可同时采集静压、差压和温度三个参数，并支持 HART协议，可随时对其进行校验或校准，并可根据需要对量程进行调节。
2、流量计算机
目前，国外有不少专用于天然气流量计算的集成设备，它们的构成大至相同，都是通过采集的压力、差压和温度和密度计算出瞬时流量和累计流量，只是存在功能的多少和强弱之分。柳屯配气站采用的是美国 FISHER-ROSEMOUNT公司ROC407 FLOBOSS产品，它是由采集、处理、存储、通讯四个模块组成。①采集模块：接收数字信号，可在1秒钟中内采集四组计量点传来的压力、差压、温度信号，当连接数少于四组时，采集时间更短。②处理模块：由CPU处理器将采集到的数据根据内置的天然气流量算法和密度算法，计算出各组计量点的瞬时流量和累计流量。③存储模块：由一块RAM和一块ROM组成，其中ROM是只读存储器，存储有国际通用的天然气流量计算方法(AGA 3号报告)和天然气压缩因子计算方法(AGA 8号报告)；RAM是随机存储器，由外接电源或自带钮扣电池供电，存储各组计量点的瞬时压力、差压、温度、流量及累计流量和天然气组分、密度。④通讯模块：提供RS232和RS485通讯接口各一组，可与上位机进行数据通讯。
3、在线色谱仪
天然气密度是计量参数中很重要的一个，密度如果相差1%，天然气流量将相差0.5%。为了准确计量，我们在柳屯配气站安装了美国千得乐公司2920型BTU在线色谱仪。该仪器露天安装，不需要分析小屋，系统稳定性好，通过切换阀可周期性对六路天然气样进行分析测试，使用氦气作为载气，运行成本低，特别适用于小型配气站自动计量的需要。
4、上位机软件及信号传输
上位机使用IPC 610 工控机，显示器使用PHILIPS 20"彩色显示器，组态软件使用intuch 7.0，软件系统．该系统自1996年月在中原油田柳屯配气站建成投产以来，经过多次现场调试和整改，目前运行正常，能较好地满足油田天然气计量管理需要。其特点是：
⑴、自动计量系统自接引进了国外的流量计算机，避免了人工编制开发软件程序，用户信任度好；
⑵、在集配气站系统中运行可靠，故障率低，使现场值班人员的操作、维护以及资料录取工作大量的减少；
⑶、微机画面实时监测、报警，可及时发现生产过程中遇到的工艺、计量等故障现象，缩短了调配气量和处理事故的时间，提高了现场的管理能力；
⑷、数据远传功能使上级管理部门能随时掌握了解生产动态，及时调节气量，提高系统工作效率。
三、自动计量存在的问题
天然气自动计量只是二次仪表的自动计量，并没有解决节流装置的准确计量问题，在国内天然气的整体计量水平比国外低的情况下，采用自动计量仍需考虑以下问题：
1．孔板锐利度问题：由于国内孔板材质较差，孔板只是在最初使用时才可能符合标准要求，使用一段时间后孔板的入口边缘的磨损加剧，在孔板的上下游产生的差压减少，使流量计算的结果比实际流量偏小，而采用流量计算机不能使用锐利度修正系数补偿这部分气量。(我们通过孔板综合测量仪用电轮廓法测量孔板锐利度，发现孔径小于50mm的新孔板也很难达到标准要求，退货率较高)。
2 ．气体介质脏污问题：由于矿场分离器的设备老化，管线的锈蚀，以及天然气中的油水及砂粒粉尘，在孔板表面沉积了大量污物，使孔板计量严重偏低，例如：我们请胜利油田技术检测中心来我厂进行现场流量计测试时，发现某一用户的计量结果比其车载音速喷嘴检定装置低-3%,当清洗孔板后，计量误差降至-1%左右,这部分气量损失是无法用公式补偿的。
3．管道粗糙的问题：在计量标准中规定节流装置的前后直管段必需是光管，但现场施工时往往采用的是无缝钢管代替了光管，一开始就达不到标准要求，使用一段时间后，管线磨损加剧，特别在管道含硫，二氧化碳等腐蚀介质时，管道粗糙度更加偏离，以Φ273×6孔板孔径为180 mm为例，其γ0如下表：
新无缝管 螺旋焊接管 轻微锈蚀管 锈蚀钢管 结皮钢管
1.0000 1.0004 1.0029 1.0066 1.0127
从上表看出，计量管粗糙与否对计量结果影响是相当大的，而这部分量差在流量计算机中也是不能得到补偿的。
4．节流装置取压孔问题：我们在计量不断求精的过程中，发现目前的孔板计量中有一个影响因素被大家忽略：在一次计量内部纠纷的处理过程中，我们详细检查了该单位的节流装置，发现孔板厚度比一般的孔板要厚得多，接近标准规定的最大值，孔板阀的前后取压孔位置也不符合标准，从而造成取压信号不标准。说明了取压孔的位置前后不标准也是影响计量结果的因素之一。
5．计量管弯头问题：计量标准规定的最短直管段长度，在现场实际中一般很难满足，特别是由于输气工艺的原因，在计量装置的上游，往往有多个弯头，气流在计量前不能充分发展，造成计量严重偏低，而这部分的气量仍是无法补偿的。
除以上五点外，平衡阀内漏，导压管漏气，油水在孔板前或后沉积，β比过大或过小，脉动流等等都可能造成计量不准确，这些问题自动计量不能予以很好的、定量的解决。
四、解决问题的办法
1．严格按标准要求进行计量
从上面我们的分析不难看出，我们不能简单地把双波纹管差压计进行自动计量改造就以为实现准确计量了，而是必须对原有的计量装置进行剖析，查找有没有使计量偏低或偏高的原因，从硬件上把问题解决，例如加强油水分离，气流脉动的处理，对气质较脏的场合在计量之前加装过滤器，加装整流器等，不然将会给供方造成严重的经济损失。
2．采用实流检定、系数交接
目前国家正在制定《天然气计量系统技术要求》国家标准，这个标准实施后，将对天然气计量产生很大的影响，对于以上问题解决的根本办法就是实流检定或校准，将计量装置和自动计量系统整体与天然气标准装置(如音速喷嘴、气涡轮等)串联，进行不同流量点测试，检定结果得出流量计系数．
日常计量交接就可以在实际流量计量结果上乘以流量计系数Fm 得到准确的计量结果，从而能使天然气计量准确度大幅度提高。
3．统一制定天然气流量计算软件包
目前天然气流量计算方法很多，开发软件的单位也很多，标准不一，公式不一，修正系数取值也不统一，造成计量软件的认可困难，急需要国家或行业在制定标准的同时开发标准统一的计算程序和软件包，便于具体的各个用户的软件测试和比对。
五、结束语
天然气自动计量是目前天然气计量的优选方式，但我们不能不正视孔板计量这种传统计量方式给我们带来很多不利因素，尽快实施“计量系数交接法”，使我们的计量水平更上一个新台阶。
