劉金

國家管網集團廣東省管網有限公司

 

摘要：天然氣管網輸差控制水平直接反映管道的運行狀態及管道安全管理能力，輸差控制是管輸企業生產運營管理的重要環節。介紹了輸差的概念，分析了輸差產生的原因，據此提出降低輸差率的控制措施，為改進天然氣管網輸差問題提供參考。

關鍵詞：天然氣管網；輸差分析；輸差控制措施；超聲波流量計

 

輸差是指在一定時間內流體介質在輸送過程中輸出貿易計量值與輸入貿易計量值的差值，主要分為單點輸差和系統輸差，是管輸企業氣量盈虧的直觀體現。

單點輸差為某一個交接計量點的輸差，即某個計量點在同一時間段中的計量差值，是天然氣輸送最常見的一種輸差統計形式[1]。系統輸差是整個天然氣管網的輸差，綜合考慮了接氣計量、輸氣計量、管網儲氣變化量、生活和生產用氣量、空氣量、損耗量等。科學分析輸差產生原因并采取有效措施降低輸差率，對提高管輸企業經濟效益有重要的作用。

1  系統輸差的計算

在相同時間段內，不考慮其他因素，單一條件下系統輸差ΔQ的計算公式為：

ΔQ=（Q1+Q3+Q4+Q5+V2）－（Q2+V1）= Q1－Q2+Q3+Q4+Q5+ΔV    （1）

式中Q1為總輸氣量；Q2為總進氣量；Q3為總生活和生產用氣量；Q4為總放空氣量；Q5為管道損耗量；V1為計量開始點的儲氣量；V2為計量結束點的儲氣量；ΔV 為管網儲氣變化量（后面已列出計算公式）；計量單位均為m3。

正常情況下，Q1和Q2均采用日常交接并簽單確認的計量數據，即Q2為上游給管輸企業的計量憑證，Q1為管輸企業給下游的計量憑證。Q3、Q4、Q5相對數值太小暫忽略不計，通過式（1）可以粗略計算每日輸差，然后以一周或一月為周期進行數據對比，分析輸差的變化規律，以便于找出引起輸差變化的根源并采取相應控制措施。

2  輸差原因分析

2.1  計量器具誤差

天然氣計量器具種類較多，主要包括計量時的溫度變送器、壓力變送器、流量計和色譜分析儀等。由于計量儀表都存在一定的偏差，接輸氣計量點越多，偏差不斷累積則計量誤差越大，導致系統輸差出現較大偏差。

（1）計量設備選型不合理。初期對下游用戶的提氣能力估計不足，計量設備選型不合理，導致計量偏差。如廣東省管網公司去電廠的流量計選用量程較大，當電廠僅鍋爐用小流量（瞬時流量以幾百方每小時計）時則流量計計量不準確，需要以下游計量為準或進行估算。

（2）安裝距離不滿足要求。超聲波流量計沒有選擇合適的安裝位置，其上下游直管段長度不滿足要求將造成計量差異。

（3）臟污雜質堆積影響。隨著流量計使用時間增長，臟污雜質在管道內和超聲波探頭上慢慢堆積，會影響超聲波流量計的計量精度：①流量計表體的有效內徑變小，計量結果偏大；②超聲波探頭表面堆積較多臟污雜質，減少了超聲波傳輸長度使傳播時間變短，導致計量結果偏大（經腐蝕清洗后流量計的內徑增大，又會造成計量結果偏小）；③上游直管段的表面和表體內壁粗糙度變化使流速分布發生變化，影響計量結果的準確性。有研究表明，臟污雜質的堆積對直徑較小的超聲波流量計影響更大。

（4）壓力和溫度變送器的影響。溫度和壓力是否測量準確直接影響天然氣計量精度。實驗表明，溫度或壓力測量偏差可使標準參比條件下天然氣體積誤差高達±0.5%。

2.2  儲氣變化量誤差

管網儲氣變化量ΔV與管網管段總容積、天然氣溫度、壓力和壓縮因子有關系，其關系式為：

V為管網計量管段總容積，m3；T0取293.15， K；P0取0.101325， MPa；T為氣體平均溫度，K；P1為起始點管道內氣體平均壓力（絕），MPa；P2為終止點管道內氣體平均壓力（絕），MPa；Z1、Z2為對應P1、P2時的氣體壓縮因子。

（1）氣體平均溫度T計量誤差。不能選取氣體靜態點的溫度，因為該點溫度受外界影響較大，而應選取動態點的溫度（即天然氣流動時的溫度），且需取管網同一時間點的溫度。

（2）氣體平均壓力P1、P2計量誤差。讀取壓力值時應保證壓力儀表運行正常。

（3）氣體壓縮因子Z1、Z2計算誤差。一般根據美國加利福尼亞天然氣協會經驗公式計算。在其他條件不變的情況下，壓力越大壓縮因子越小。壓縮因子計算精度對輸差計算結果影響較大。

2.3  管理因素

（1）人為原因。未能及時發現管道系統泄漏和儀表故障，巡檢驗漏不仔細以及發現問題后未及時整改，計算輸差時粗心大意。

（2）管線原因。施工安裝質量不達標造成閥門、儀表管閥件、管道焊接處等泄漏，因腐蝕穿孔導致泄漏等。

（3）計量器具。未能按規定對計量器具開展定期檢驗和維保。

3  輸差的控制措施

3.1  改進計量管理

（1）設計階段的計量管理。優化輸氣工藝設計及計量設備選型。對用戶當前和未來提氣能力要充分掌握和預判，設計合適的輸氣壓力、計量管徑等，溫度變送器、壓力變送器盡量選用高精度儀表以保證準確計量。

（2）施工階段的計量管理。公司目前所用計量設施均為撬裝設備，預制時超聲波流量計所在位置距上游直管段必須大于10倍管徑以上，下游直管段必須大于5倍管徑以上，以保證天然氣的流態達到儀表精度要求。安裝過程中應做好預留管口的封堵，防止灰塵進入，通過控制焊接工藝和清理管道內焊渣等措施，避免雜質污染流量計探頭。

（3）運行階段的計量管理。①定期檢定流量計、溫度變送器、壓力變送器等關鍵儀表，加強日常維護保養，對流量計算機出現報警等異常情況及時上報計量工程師處理；②加裝比對計量設施，對上下游計量進行比對。當發現上游表具計量偏差較大時，應及時要求上游氣源單位出具表具檢驗年度報告。同時在分輸站下游設置比對計量設施，以便及時發現輸差；③定期對計量支路進行切換，切換前先進行計量比對，切換后密切關注系統輸差的變化。

3.2  加強運行管理

采用數據監控與采集系統（SCADA系統）加強管線輸差的實時監控，實現對所有站場及閥室的生產數據實時采集、對管線運行參數的自動采集及控制。若壓力、溫度、氣體檢測、流量等參數出現異常，系統自動報警，可及時發現泄漏異常并觸發管道截斷隔離功能，減少泄漏損耗。加強管道內檢測工作，確保管道完整性以防泄漏。落實站場和管線巡檢制度，杜絕管道損壞泄漏。最大程度減少放空損耗。嚴格考核制度，設置獎懲措施，提高員工參與輸差控制的積極性，及時發現并處理漏點。

3.3  簽訂代輸協議

擬與上游氣源單位簽訂協議，當接氣點上游計量大于管網公司計量1%時，以管網公司計量為準，以防止計量不準導致輸差過大。通過合同手段盡量避免總進氣量Q2超過合理范圍，可控制氣量虧損提高公司經濟效益。

3.4  應用創新計量技術

天然氣計量交接主要通過體積計量交接、質量計量交接、熱值計量交接三種方式。相比而言熱值計量是更為科學和公平的計量方式，目前西歐和北美已普遍應用，成為當今天然氣計量技術的發展方向[2]。而國內大多仍采用體積計量交接，應加快計量技術的創新應用，將熱值計量作為今后發展方向。

4  結束語

輸差是天然氣管輸企業重要的生產指標之一，也是企業氣量盈虧的重要影響因素。改進和規范計量管理，加強生產運行管理，杜絕跑冒滴漏，有效控制輸差，進而提高企業運營管理水平。目前，通過與上游單位簽訂代輸協議來控制虧損實際操作存在一定困難，而熱值計量推廣應用還有很長的路要走。

 

參考文獻：

[1]邱正陽，梁平，徐春碧.天然氣輸差問題及其解決方法[J].油氣儲運，2006(07)：60-62+16.

[2]張書麗，尤永建.天然氣輸差的產生原因及降低途徑[J].天然氣與石油，2005(03)：20-22.

作者簡介：劉金，1986年生，本科學歷，中級工程師，在國家管網集團廣東省管網有限公司擔任調度工程師，主要從事天然氣長輸管道生產運行調度方面的工作。聯系方式：13928854591，ljbox163@163.com。