天然气长输管道输差的分析与控制措施

天然气长输管道输差的分析与控制措施

刘勤洋

中石化天然气分公司云贵天然气销售中心

摘要：大力发展天然气是未来改善能源结构，提高环境质量的主要方式，大型长输管道建设异常迅速，我国管网正向着网络化布局。随着天然气用量的大幅提高，天然气的计量工作必须受到更大的重视，输差是评价计量管理水平的最重要参数，因为输差不但影响企业之间的贸易结算，反应管道运行完好状态，还直接关系到企业的经济效益。所以，企业必须加强输差管控力度，做好输差的分析工作，及时查找输差异常原因，提出有效控制措施，将输差降低到可控范围内，提高企业经济效益。

关键词：天然气长输管道；输差；控制措施

引言

然气长输管道输差控制与输差分析是全面应用天然气计量知识，快速响应并处理现场计量故障的综合技能，通过计量人员的艰苦努力，坚持诚信为本，求真务实，有效控制输差，实现供需双方双赢，使天然气计量的准确性更上一个新的台阶，为天然气事业大发展做出更大的贡献。

1天然气输差原因分析

1.1计量设备导致计量误差

（1）计量设备设计选型不合理

设计初期对下游用户的提气能力错误估计，导致对计量设备、计量管径等规格选型不适合；流量计前后直管段长度不够或工艺设计不合理等原因，都会导致计量不准确。如广东省管网公司部分流量计尤其是电厂的流量计量程选得比较大，当电厂仅锅炉小流量(瞬时流量几百方每小时)用气时，流量计计量不准，需要以下游计量为准或进行估算。

（2）脏污杂质堆积影响

随着使用时间增长，天然气中含有的水、硫化铁粉末和其他脏污杂质在管道内和超声波探头上慢慢堆积，会影响超声波流量计的计量准确度。主要包括3个方面的影响：

脏污杂质使流量计表体的有效内径变小，导致计量结果偏大。

探头表面堆积减少了超声波传输长度，进而传播时间变小，导致流量计计量结果偏大；但腐蚀清洗后，又会使流量计内径增大，造成流量计的计量结果偏小。

上游直管段的表面和表体内壁粗糙度变化，流速分布也会产生变化，而导致流量计的准确度受影响。有研究表明，脏污杂质的堆积，对直径较小的超声波流量计的影响更大。

（3）压力变送器和温度变送器的影响

温度和压力的测量是否准确，直接影响到系统计量精度。在实验测试中，温度或压力的不准确使标准参比条件下体积量的误差高达±0.5%。因此，场站运行时应加强变送器仪表维保检定，保证仪表正常工作，从而确保超声波流量计计量准确性。

1.2其他原因

包括施工和运维管理不善，以及自然灾害等导致的系统输差问题。主要有以下方面：(1)作业人员责任心不强。如管道系统泄漏、仪表故障没及时发现，生产问题未及时排除等；在天然气接输过程中，工作人员麻痹大意，玩忽职守；输差计算时粗心大意；巡检验漏不仔细以及发现问题后未及时整改等。(2)输气管道的施工质量管理和运行管理不到位。主要为施工质量不达标造成阀门、仪表管阀件、管道焊接处等泄漏，未对计量仪表定期检定以及生产运行过程中管线的腐蚀穿孔，还包括电化学腐蚀、化学腐蚀和杂散电流腐蚀等。(3)自然灾害原因，指泥石流、山体滑坡等自然灾害导致的管道泄漏。近年来国内多次出现山体滑坡导致的天然气管道泄漏，造成了较大的财产损失和人员伤亡。

2天然气输差分析方法

2.1计量先行法输差分析

首先定位计量仪表，因为计量设施故障导致的计量误差相对于管道泄漏更常见。计量仪器的日常维护与校验相对简单，而且比较及时。所以业界普遍认同“输差一出、计量先行”的计量校验处理方法。

2.2瞬时流量平衡法

小范围的计量误差通常只需对计量仪器进行校验和封装，然后计算出每台仪表的流量瞬时值，再调整流量计量数据即可解决。若已超出误差范围，则要进一步调研输差现象，分析原因，直至流量平衡。有的线输差相距较远，流量平衡时可以借助手机现场通话，两边同时求取某一瞬时流量（注意考虑管存的变化量），实施观测输差的变化。

2.3计量数据跟踪法

天然气管网的计量数据通常都存在值传递的特性，要针对某台计量仪表分析其准确性，只要知道该计量点的上游计量点和下游计量点的计量数据，根据对比就可以分析该计量数据的准确与否。

2.4缩短周期法

天然气输差仅靠日输差分析是不够的，条件允许的情况下应缩短分析周期。可以使用SCADA系统进行输差自动分析预警，尽快锁定输差源头，指派专职计量人员以小时为单位，采集各站的温度、压力和流量数据，根据采集的数据信息分析长输管网出现输差现象的原因，并制定针对性的解决对策，控制输差，降低运营成本。

2.5量值溯源法

在天然气的量值溯源过程中，涉及到介质、流量范围、压力、温度等条件的影响。通过一条具有不确定度的不间断比较链，使测量结果能够与有关的测量标准联系起来。天然气管输企业应根据自身的特点，建立与之相适应的量值溯源体系，保证计量准确可靠，为输差考核提供准确的数据。

3天然气长输管道输差的控制措施

3.1健全计量管理流程

首先公司应该成立计量管理组织机构，设置从下到上的计量管理体系，配置合理的计量管理人员，逐层开展计量管理工作，确保计量工作落到实处。二是完善计量管理流程，努力实现各交接气量的对比计量，达到对流量计运行情况的实时对比分析，若无法达到仪表均可对比，可以将管道分区、分段对比，在出现较大输差时，可以将引起输差的原因锁定在较小的范围内。三是建立流量计检定、运行监控数据库，为及时掌握设备运行状况与性能提供依据。四是配备一定等级与数量的标准表，便于开展量值溯源与仪表校准，保证现场所有仪表及备用仪表的精确度，从而实现输差降低幅度最大化。

3.2加强管道运行监控

长输管道不断向着大口径、高压力、长距离发展，若仅仅依靠人力监控判断无法确保管道的长期完好运行，必须利用先进的系统化控制系统监控。目前SCADA系统已经在各大管道上使用，实现了对全管线运行参数的自动采集及控制，若某段压力出现压力异常，系统会自动报警，及时发现问题。同时泄露检测系统也被大型管道公司引进，通过检测管道中气流速度、声波等的变化，判断管道是否受到外力伤害或者发生泄露，保证了各类人为破坏事件及意外破坏事件的及时发现。

3.3严把设备采购质量关

计量仪表是决定输差大小的直接因素，要切实做好输差管理工作必须从源头做起，做好仪表的选型及质量控制工作。对较大流量的计量参数，选择合理的标准节流装置，若流量范围变化较大，应当考虑选择宽量程的流量计、变送器，确保仪表均能在最佳范围内计量。同时要做好计量仪表采购质量关，并严格按照设备安装说明做好检验、安装和使用工作，确保每一道工序科学合理。

3.4加快计量技术创新速度

天然气计量的方式经历了体积计量、质量计量、热值计量三个阶段，其中热值的计量最科学、公平、合理。目前，国外发达国家都在使用热值计量技术我们国家大面积使用的是体积计量方法，仅在国外资源采购环节使用热值计量。但随着天然气的大力发展，以及与国际市场接轨的趋势，必须加快新技术的使用速度，将色谱数据实时引进计量仪表计算系统，并不断推进计量技术的自动化、智能化，通过技术攻关提高输差控制水平。

结束语

产生输差的因素很多，每个管输企业面临的问题可能也不一样，控制难度较大，但是办法总比困难多，如生产运营人员在做好本职工作的同时，注意身边的跑冒滴漏，做好管道维护、巡视、巡检验漏等。只有管输企业在管道项目建设运营全周期的各方面紧密把控和规范管理，方能有效控制输差。

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