长输天然气管道输差分析及改进探讨

郭永，孟虎林，朱兴艳，陈相均，杨艳

(1. 国家管网集团西部管道有限责任公司 塔里木输油气分公司，新疆 库尔勒 841000；2. 中国石油青海油田分公司 管道处，青海 格尔木 816000；3. 国家管网集团西南管道有限责任公司 油气计量中心，四川 成都 610000；4. 国家管网集团 山东天然气管道有限公司，山东 淄博 255000)

以西气东输、陕京线、中俄东线大型天然气管道为代表，天然气管道在促进国民经济发展和改善能源结构中发挥重要作用[1]。输差是长输天然气管道运行管理中的重要内容，也是衡量管道企业经济效益和运营管理水平的重要指标[2]。以某输送能力为1×1010m3/a长输天然气管道为例，若输差率为1%(转、接、销气站输差可能高达2%～3%)，则实际天然气损失量高达1×108m3。输差对于管道企业的经济效益损失、环境危害以及社会影响都是巨大的[3]。为保证管道行业高效运行、降本增效，应建立科学、系统的管道输差分析方法和机制。

1 天然气管道输差定义及分类

输差定义为长输天然气管道输送过程中天然气中间计量与交接计量之间输送量的差值。从表征方法角度，输差分为绝对输差和相对输差；从统计描述角度，输差分为站输差、线输差和综合输差，综合输差等于所有站输差和线输差之和。长输天然气管道输差计算如式(1)所示：

ΔV=(V1+V2)-(V3+V4+V5+V6)

(1)

式中： ΔV——某时刻输气管道输差，m3；V2，V3——某时刻输气管道输入、输出气量，m3；V4——某时刻管道生产运行用气量，m3；V5——某时刻管道放空气量，m3；V1，V6——管道计算管段内储存气量，m3。

相对误差计算如式(2)所示：

(2)

式中：η——相对误差，%。

2 天然气管道输差产生原因分析

天然气管道输差产生原因分为三类： 一是计量系统误差，即仪表安装不合理、精度低、故障失准；二是非计量系统误差，即输气管道因设备质量、腐蚀、运行管理等造成泄漏损失[3]；三是计量系统不确定度，即由天然气计量测试中人员、环境等客观因素影响，使得天然气计量过程中产生输差。

1)计量系统误差。计量系统误差是指由于计量仪表故障或测试方法误差产生输差。计量系统误差典型示例是节流装置制造或安装误差，例如孔板偏心和弯曲变形，孔板与节流装置直管段不完全对中；天然气相对密度、压力、温度测量误差，例如天然气除尘处理不彻底，内腐蚀产物及杂质附着在孔板截面和孔口边缘处流速突变，影响孔板内壁摩阻系数和流出系数，并对孔板产生冲刷磨蚀。

2)计量系统不确定度。天然气计量技术是一种多参数、间接动态测量过程。由于人员操作、环境条件和管理因素，天然气计量具有一定不确定度，可能高于行业标准SY/T 6143—2004《用标准孔板流量计测量天然气流量》中计算方法确定的不确定度[4-5]。

目前，超声波流量计最高精度等级为0.5级，但成本高、检定困难，只在主干线关键站点应用，输气管道计量主要还是采用孔板和涡轮流量计。以中国天然气管道广泛应用的孔板智能型差压式流量计系统为例，基本配置为差压变送器(精度为0.2级)、压力变送器(精度为0.2级)、温度变送器(精度为0.5级)和求积仪(精度为0.5级)。根据误差理论，计量系统标准偏差是流量测量不确定度的0.5倍。经测算，流量测量不确定度最大值和最小值分别为1.02%和0.79%，计量系统标准偏差为0.385%和0.51%。

肉牛日增重、日粮养分消化率和氮利用率随日粮蛋白质水平从10.91%增加到13.07%，或添加75 mg RPFA显著提高。但日粮蛋白质水平与RPFA之间没有交互作用。

3)非计量系统误差。非计量系统误差是由于管道运行条件突变产生测量误差，或者设备质量维护不佳产生内部漏失，输气管道第三方破坏、打孔盗气或腐蚀穿孔泄漏，以及输气站场维修改造进行放空作业造成气体损失[6]。

孔板流量计设计依据是稳定流动参数，如气田来气量变化，或者输气管道干线末段储气或用户气量波动，引起流速突变，管道内气体液态产生紊流脉动，脉动气流是由多个脉动源形成的非周期性变化的复杂流型，脉动流对孔板流量计的信号传递、转化系统和计算方法产生影响，对测量产生较大误差。以输气管道运行压力2 MPa，运行温度20 ℃为例，管存变化过程中，压力误差为0.1 MPa，产生输差率为4.76%；温度偏差为±1 ℃，产生输差率为0.34%。

天然气管道运行过程中不能保证完全密闭性，设施漏气产生输差，例如管道接头质量差、松动，设备管件腐蚀开裂，输气站由于环境温度、管内气体温度变化造成漏气，自然灾害造成管道损坏、阀门及仪表接头处漏气等[7]。

统计数据表明，国内某省输气管网在社会治安较差地区，可能引起输气量1%的输差。

3 天然气管道输差分析方法

管道输差分析应从计量数据入手，定量分析输差异常程度，定性分析输差产生原因，定位输差发生区域。如必要，采取管道运行控制措施，将输差控制在标准规定范围内。输差分析应每日进行，分析结果应及时反馈给计量人员和巡护人员，计量人员校准计量仪表，确认输差原因；增加巡护人员巡线频率，尽快找到泄漏位置。目前较为公认的输差分析方法和基本原则如下：

1)计量优先原则。输差异常应首先考虑计量仪表原因，不应将输差异常归结于管道泄漏，原因是计量仪表系统故障概率远高于管道腐蚀泄漏和打孔盗气概率。因此，应坚持输差异常、计量先行的原则，也有利于输差异常事件的解决。

3)计量数据追溯法。天然气管道计量数据具有量值传递特性，判断某个计量仪表的准确性，可通过对比分析该仪表上下游计量节点的数据。例如贸易交接计量仪表下游安装的用户核查流量计，通过分析该流量计量差规律，判定贸易交接计量仪表是否准确以及管道输差变化趋势。

4)多输差曲线对比法。采集统计大量历史管道计量数据，可绘制多条站输差、线输差和综合输差曲线，如发现与历史输差曲线存在较大偏差，该输差存在问题可能性较大。

5)运行参数增加分析频次。天然气管道输差是一个长期累积的过程，一些情形下仅日输差分析不能查找原因，应缩短分析周期，调度人员可利用监控及数据采集系统(SCADA)自动分析输差及预警，每1～2 h分析管线各站压力、温度和流量数据，准确确定管道输差规律，及时作出应急措施，降低输差[8]。

6)输差异常定位技术。输气管道输差异常定位技术原理是建立管道运行参数数据库，存档管道每时刻运行参数，利用商业仿真软件判定各段管道水力摩阻系数细微异常情况，通过分析异常压降预警输差，进而定位发生输差异常的管段。输气管道水力摩阻系数计算如式(3)所示：

(3)

式中：λ——天然气管道水力摩阻系数，量纲一的量；C——单位换算系数，量纲一的量；p1，p2——管道首站、末站压力，MPa；δ——天然气相对密度，量纲一的量；D——管径，m；L——管段长度，m；Z——天然气压缩因子，量纲一的量；T——管道内气体平均温度，K；qVn——管道体积流量，m3/s。

7)建立量值溯源管理体系。量值溯源管理体系是指涵盖不确定度的连续性、不间断的比较链条曲线，使得测量结果与执行的计量标准规范相关联，从而实现天然气管道输差实时监控，既保证计量数据准确可靠，可有助于及时发现计量仪表故障，也是天然气管道输差分析技术的发展方向。

4 天然气管道输差减缓控制措施

管道输差控制应考虑时效性和技术可行性，即及时发现输差异常，应对措施可行有效，都需要在管道设计、施工、运行、精细化管理等多个方面加以改进。

1)提高管道计量设施设计标准[9]。高精度计量设备配备不足是造成天然气管道输差的重要原因。在管道设计阶段，应保证专用计量资金投入，设计采用高可靠性、高精度计量设备，减少人为操作因素影响，例如除进站位置外，加热炉、放空火炬等重要设施配备计量装置；此外还应配备一定数量和等级的标准检定仪器，可随时进行量值溯源和仪表检定/校准，按照规定周期进行计量设备维护、保养和检定，保证投运率和准确率，最大限度降低计量仪表精度不足造成输差。

2)重视计量仪表对比验证和运行状态监控。从管道运行管理角度，应加强计量仪表对比检验工作，特别是保证在贸易交接中气量的对比计量。如在某管段或区域产生输差异常，运行参数应增加分析频次。建立流量计运行检定数据库，及时掌握设备工作性能和实际状况，为输差分析提供依据。

3)计量数据核实确认保证真实有效。计量数据虽然是客观存在，但应核实数据真实性，否则会给计量造成偏差。计量数据管理也是输差研究的重要内容，基本原则是专职人员进行计量仪表操作、维护、检定和计算处理；仪表回零、校准应由2人以上合作完成；流量计算结果应交接双方核实确认，签订《天然气计量交接凭证》；计量管理部门定期抽检计量设备完好性和历史计量数据。

4)实现输差网格化、精细化管理。以往管道企业输差是粗放式管理，侧重关注外销计量，忽视内部计量准确性要求，分公司部门间缺乏主动降低输差的意识和责任。实际上管道企业的输差应具体分解到单个输气站场。应制订网格化、精细化输差管理制度非常必要，此外还应建立周期化输差分析制度，及时发现、处置、控制输差异常。

5)应用管道泄漏监测及预警技术，预防第三方施工破坏管道[10]。第三方施工打孔盗气，以及管道抢修过程放空均造成气体损失，加强管道巡线，注意关注管道沿线新动土、新建筑、新种植物等，关注是否有天然气泄漏特征，例如树叶变黄、土质变黑并白色霉变，水域出现气泡等。

5 结束语

随着国家对管道企业经济效益和环境保护监管政策要求，天然气管道输差会得到企业管理层更加重视。管道运行控制技术进步以及管道设计标准、计量仪表精度提高，天然气管道输差也会得到有效控制。可以预见，将管道输差控制在较低范围内成为行业普遍共识和国家硬性规定，也将成为管道核心竞争力的重要体现和发展目标。