天然氣長輸管道輸差的分析與控制措施

國家管網集團廣東省管網有限公司 劉 金

1 天然氣輸差概念及計算公式

1.1 輸差概念

輸差是指在一個特定的時間內，流體介質輸送過程中出現的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。

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內的計量差值。單點輸差是天然氣長輸管道最常見的一種輸差統計形式[1]。單點輸差是產生系統輸差的主要原因之一。

系統輸差是指整個輸送管網的輸差，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，也是長輸管道運營管理公司(以下簡稱管輸公司)氣量盈虧情況的直觀體現。

1.2 系統輸差計算公式

國家管網集團廣東省管網有限公司對所轄長輸管道系統輸差ΔQ按式(1)計算：

式中：Q1——同一時間段內總輸氣量，m3；

Q2——同一時間段內總進氣量，m3；

Q3——同一時間段內總生活和生產用氣量，m3；

Q4——同一時間段內總放空氣量，m3；

Q5——同一時間段內管道損耗量，m3；

V1——計算開始點的儲存氣量，m3；

V2——計算結束點的儲存氣量，m3；

ΔV——計算結束點與計算開始點的管網儲氣變化量，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(yè)的計量憑證，Q1為管輸企業(yè)給下游的計量憑證。對于Q3、Q4、Q5，如數量太少，可以忽略不計。

式中的V1、V2很難進行精確計算，但管輸公司可以每日粗略計算輸差，然后以周或月為周期進行數據對比分析，發(fā)現輸差的變化規(guī)律，找出輸差變化的根源并采取相應控制措施。

長距離輸氣管道均采用超高壓力輸氣，以國家管網集團廣東省天然氣管網為例，該管網干線運行壓力在4.5 MPa至5.5 MPa之間。目前有6個接氣點、沿線數十個分輸站場。從接氣點接氣后通過長距離輸送，并通過分輸站場的過濾、計量、調壓等工藝流程后分輸到下游用戶。不同接氣點的氣質組分均有所不同，且在每個接氣點或輸氣點均會產生單點輸差。

2 天然氣輸差原因分析

輸差問題產生的原因很多，只有對其進行全面剖析，并采用適當的手段予以把控，才能從根本上將輸差控制在適當的范圍內，進而有利于企業(yè)的良性發(fā)展。從式(1)中可看出，計量器具導致的進氣量與輸氣量計算誤差、放空、儲存氣量計算誤差等，是影響輸差的主要因素。

2.1 計量設備導致計量誤差

計量設備可用來測量每個場站一定時間段(一般取一天，即24 h)的進氣量和輸氣量。天然氣長輸管道所有輸氣場站的進氣量、輸氣量相加即可得式(1)中的總進氣量Q2、總輸氣量Q1。根據式(1)可知，其他條件不變的情況下，Q1越小，則輸差ΔQ越??；Q2越大，則輸差ΔQ越小。

廣東省管網公司使用的計量設備主要是超聲波流量計和溫度變送器、壓力變送器、流量計、色譜分析儀等計量儀表。流量計和計量儀表的精確度會直接影響到單點輸差。理論上，計量點的計量設備都不可避免存在一定的偏差，接輸氣計量點越多，該偏差會不斷累積[2]。

對于天然氣長輸管道而言，以下幾個方面也會產生系統輸差。

2.1.1 計量設備設計選型不合理

設計初期對下游用戶的提氣能力錯誤估計，導致對計量設備、計量管徑等規(guī)格選型不適合；流量計前后直管段長度不夠或工藝設計不合理等原因，都會導致計量不準確。如廣東省管網公司部分流量計尤其是電廠的流量計量程選得比較大，當電廠僅鍋爐小流量(瞬時流量幾百方每小時)用氣時，流量計計量不準，需要以下游計量為準或進行估算。

2.1.2 臟污雜質堆積影響

隨著使用時間增長，天然氣中含有的水、硫化鐵粉末和其他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準確度。主要包括3個方面的影響：(1) 臟污雜質使流量計表體的有效內徑變小，導致計量結果偏大。(2) 探頭表面堆積減少了超聲波傳輸長度，進而傳播時間變小，導致流量計計量結果偏大；但腐蝕清洗后，又會使流量計內徑增大，造成流量計的計量結果偏小。(3) 上游直管段的表面和表體內壁粗糙度變化，流速分布也會產生變化，而導致流量計的準確度受影響。有研究表明，臟污雜質的堆積，對直徑較小的超聲波流量計的影響更大。

2.1.3 壓力變送器和溫度變送器的影響

溫度和壓力的測量是否準確，直接影響到系統計量精度。在實驗測試中，溫度或壓力的不準確使標準參比條件下體積量的誤差高達±0.5%。因此，場站運行時應加強變送器儀表維保檢定，保證儀表正常工作，從而確保超聲波流量計計量準確性。

2.2 管網儲氣變化量計算誤差

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，其公式為：

式中：ΔV——管網儲氣變化量

V——管網管段總容積，m3；

T——氣體平均溫度，K；

T0——293.15 K；

p0——0.101 325 MPa；

p1——起始時間管道內氣體平均絕對壓力，MPa；

p2——終止時間管道內氣體平均絕對壓力，MPa；

Z1、Z2——對應p1、p2時的氣體壓縮因子。

導致儲氣變化量誤差主要有以下幾方面影響因素：

(1) 氣體平均溫度T計量誤差。溫度測量差異對儲氣變化量計算的影響較大。通常，溫度相差1 K會造成管網儲氣量計算量約0.3%的差異，因此，需要正確選取溫度測量點。不能選取氣體靜態(tài)點進行測量，因為該點溫度受外界影響較大；而應選取動態(tài)點的溫度(即天然氣流動時的溫度)，且管網需取同一時間點的溫度。

(2) 氣體平均壓力p1、p2的計量誤差。需在運行壓力平穩(wěn)時讀取壓力值。

(3) 氣體壓縮因子Z1、Z2的計算誤差。一般根據經驗公式選取。在其他條件不變的情況下，壓力越大，壓縮因子越小。壓縮因子計算的準確性對輸差計算影響較大。

2.3 其他原因

包括施工和運維管理不善，以及自然災害等導致的系統輸差問題。主要有以下方面：

(1) 作業(yè)人員責任心不強。如管道系統泄漏、儀表故障沒及時發(fā)現，生產問題未及時排除等；在天然氣接輸過程中，工作人員麻痹大意，玩忽職守；輸差計算時粗心大意；巡檢驗漏不仔細以及發(fā)現問題后未及時整改等。

(2) 輸氣管道的施工質量管理和運行管理不到位。主要為施工質量不達標造成閥門、儀表管閥件、管道焊接處等泄漏，未對計量儀表定期檢定以及生產運行過程中管線的腐蝕穿孔，還包括電化學腐蝕、化學腐蝕和雜散電流腐蝕等。

(3) 自然災害原因，指泥石流、山體滑坡等自然災害導致的管道泄漏。近年來國內多次出現山體滑坡導致的天然氣管道泄漏，造成了較大的財產損失和人員傷亡。

3 輸差的控制措施

通過對天然氣輸差產生原因進行全面分析，發(fā)現導致輸差的眾多原因，有些是不可避免的，但有些則可采用科學合理的、有針對性的措施進行控制落實，從而降低整個系統輸差。

3.1 加強計量管理

3.1.1 設計階段

合理進行輸氣工藝設計及計量設備的選型，溫度變送器、壓力變送器盡量選用精度高的儀表，使得溫度、壓力的數據采集更加準確。當場站投入使用后，如因設計不合理再需對場站進行工藝改造，不管是對輸氣方還是接氣方都有諸多不便。因此在設計初期要做好市場調研，對用戶當前提氣能力要充分掌握，對未來提氣能力要有足夠的預判，并根據提氣能力采用合適的輸氣壓力、管道管徑等，以及選擇合適的計量設備，才能保證計量準確。

3.1.2 施工階段

廣東省管網公司目前計量設備均為撬裝設備，所以預制時超聲波流量計所在位置上下游直管段長度應嚴格滿足如下要求：超聲波流量計距上游直管段＞10D，下游直管段＞5D，以保證天然氣的流態(tài)達到儀表精度要求。

撬裝設備安裝階段應做好計量撬、流量計、流量計算機的到貨驗收以及基座土建施工，廠家必須按照設備技術要求安裝各種儀表設備。安裝過程中應做好預留管口的封堵，防止灰塵雜物等進入；焊接時通過控制焊接工藝、焊后清理管道內焊渣等措施，以避免灰塵等雜質污染流量計探頭。

3.1.3 運行階段

(1) 建立計量管理體系。使用過程中需定期檢定流量計，并加強日常維護保養(yǎng)，及時清污；關鍵儀表如溫度變送器、壓力變送器、流量計等需定期檢定和維護保養(yǎng)，；同時，現場人員時刻關注計量系統的運行情況，對流量計算機出現的報警等異常情況及時上報計量工程師處理；場站與相關工程師要形成互相監(jiān)督的機制。

(2) 做好上下游計量比對。管輸企業(yè)要在與上游交接表具的下游不遠位置加裝比對計量設施，每天與上游流量表具比對。如發(fā)現上游表具計量偏差較大，要及時與上游企業(yè)協調，要求上游氣源單位出具表具檢驗年度報告，確定其數據正確。同樣，管輸企業(yè)要在與用戶交接表具的上游加裝比對計量設施，確保計量偏差在合理范圍。

以廣東省管網公司為例，對個別新增下游用戶，因長輸管道的閥室或場站沒有預留加裝計量設備位置，只能以下游用戶的計量數據進行結算，缺少上下游計量數據的比對分析；對上游分輸站如高欄港站，因未在其下游不遠位置設置比對計量設備，導致此處單點輸差不確定。系統輸差公式按ΔQ=0反推估算，當進氣量為1 000萬m3/d時，實際接氣量偏差(3萬～5萬)m3/d，由此一年輸差累計較為可觀。上述情況給生產部門分析輸差根源以及控制輸差帶來了諸多不便。

(3) 定期對計量支路進行切換，并做好切換記錄。場站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。每個接輸氣計量點的計量支路可在不同時間切換，以便排查輸差原因，并第一時間解決；做好上下游計量數據的比對，發(fā)現問題第一時間排查原因。

(4) 生產調控應加強管線輸差實時監(jiān)控。以廣東省管網為例，它采用了先進的數據監(jiān)控與采集系統(SCADA系統)，可對所有場站及閥室的生產數據實現實時采集，通過技術手段可以將這些數據納入計算程序，實現管線輸差的實時生成，當輸差數據出現異常時可在第一時間發(fā)現并進行分析排查。這在實際工作中仍具有一定的實用意義。

3.2 加強管道和設備的運行監(jiān)控

通過加強人員管理、采用SCADA系統、管道安全預警系統、加強巡檢等技術手段和管理措施，盡量減少管道損耗量Q5。

目前廣東省管網公司使用SCADA系統，實現了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，系統會自動報警，及時發(fā)現和處理問題；同時，可以通過檢測管道中壓降速率，判斷管道是否發(fā)生泄露，并觸發(fā)管道截斷隔離功能。

管道安全預警系統通過沿線光纖預警，能檢測到管道周圍5 m的動土事件，自動報警，準確定位，通過該系統及時發(fā)現動土事件和意外破壞事件。

建立健全場站和管道的巡檢制度，并規(guī)范作業(yè)流程。場站人員定期對工藝設備進行巡檢驗漏，發(fā)現設備泄漏時第一時間處理，減少泄漏損耗；在維修設備時，最大程度減少放空損耗；巡線人員定期對管道進行巡查，發(fā)現第三方施工或盜氣行為時第一時間采取措施；對地質災害高發(fā)的路段定期排查，對管線周邊群眾做好安全宣貫工作。

加強長輸管道內檢測工作，確保管道完整性，防止發(fā)生泄漏。

3.3 注重計量技術創(chuàng)新

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3種方式。天然氣熱值計量是比體積和質量計量更為科學和公平的計量方式。20世紀80年代以后，熱值計量技術的應用在西歐和北美日益普遍，已成為當今天然氣計量技術的發(fā)展方向[3]。我國大部分仍采用體積計量交接的方式。隨著天然氣行業(yè)的迅猛發(fā)展，應加快計量技術創(chuàng)新速度，實現計量的科學化、智能化、自動化。

3.4 通過與上游和用戶簽訂代輸協議降低風險

管輸公司作為代輸企業(yè)，也要承擔輸差風險。管輸公司共有兩個計量交接點，分別是接氣計量交接點和輸氣計量交接點。行業(yè)規(guī)定計量交接以上游計量為準。為了防止接氣點上游計量不準導致輸差虧損嚴重，管輸公司可以與上游簽訂協議，當接氣點上游計量比管輸公司計量大于 1%時，采用廣東管網計量為準，以控制虧損，提高公司效益。

4 結語

產生輸差的因素很多，每個管輸企業(yè)面臨的問題可能也不一樣，控制難度較大，但是辦法總比困難多，如生產運營人員在做好本職工作的同時，注意身邊的跑冒滴漏，做好管道維護、巡視、巡檢驗漏等。只有管輸企業(yè)在管道項目建設運營全周期的各方面緊密把控和規(guī)范管理，方能有效控制輸差。